Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

Tamanho: px
Começar a partir da página:

Download "Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões"

Transcrição

1 Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Enersul SETEMBRO DE

2 Conteúdo 1. Introdução Processos de Recuperação Judicial, Intervenção e Aquisição Caracterização da Concessão Diagnóstico Atual da Concessão Seção 4.01 Mercado Seção 4.02 Regulatório (a) Qualidade da Energia (b) Compensações Pagas (c) Sanções Regulatórias (d) Perdas de energia (e) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Consumidores (f) Nível Tarifário (g) Compra de Energia (h) P&D e PEE (i) Ativo Imobilizado após o 3º ciclo de Revisão Seção 4.03 Jurídico (a) Contingências Cíveis, Trabalhistas e Fiscais Seção 4.04 Operacional (a) Caracterização do Ativo (b) Caracterização da Operação (c) Caracterização da Manutenção (d) Construção de Linhas e Redes de Distribuição (e) Infraestrutura de Suporte à Operação (f) Evolução do Custo Operacional (g) Evolução do Investimento (h) Programa Luz para Todos (PLPT)

3 Seção 4.05 Comercial (a) Indicadores Comerciais (b) Call Center (c) Atendimento Presencial (d) Inadimplência Seção 4.06 Gestão Seção 4.07 Financeiro (a) Endividamento Financeiro, Fiscal e Setorial (b) Caracterização do Endividamento e Perfil da Dívida (c) Nível de Comprometimento de Recebível (d) Estrutura de Capital (e) Índice de Cobertura de Dívidas (covenants) (f) Stand Still (g) Mútuos Visão do Interventor sobre a Concessão Contexto de Elaboração do Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões Cenário Prospectivo a partir da Situação Atual Avaliação Econômico-Financeira Seção 7.01 Cenário Macroeconômico Seção 7.02 Mercado Seção 7.03 Regulatório (a) Qualidade da Energia e Compensações (b) Perdas Regulatórias (c) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Ativos (d) Compra de Energia (e) P&D e PEE (f) Reajustes e Revisões Tarifárias (g) Sanções Regulatórias

4 Seção 7.04 Jurídico (a) Contingências Cíveis, Trabalhistas e Fiscais Seção 7.05 Operacional (a) Evolução Custos Operacionais (b) Evolução Investimentos (c) Programa Luz para Todos Seção 7.06 Comercial (a) Inadimplência (b) Índice de Provisionamento de contas a Receber (PDD) (c) Cal Center a Atendimento presencial (d) Indicadores Comerciais Seção 7.07 Econômico-Financeira (a) Obrigações em Aberto (Financeiras, Fiscais e Setoriais) (b) Endividamento Financeiro (c) Impostos, Taxas e Contribuições (d) Reestruturação de Capital e Dividendos (e) Mútuos (f) Ressarcimento Daycoval Seção 7.08 Sumário das Projeções Financeiras (a) Demonstrativo de Resultado Projetado (b) Fluxo de Caixa Projetado (c) Sumário das Projeções Financeiras Por Que da Necessidade de Regime Regulatório Excepcional para as concessões do Grupo Rede? Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Proposta Seção 9.01 Mercado Seção 9.02 Regulatório (a) Perdas Regulatórias

5 (b) Compra de Energia (c) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Consumidores (d) Reajustes e Revisões Tarifárias (e) Sanções regulatórias Seção 9.03 Operacional (a) Evolução do Custo Operacional (b) Evolução do Investimento (c) Programa Luz para Todos Seção 9.04 Econômico-Financeira (a) Obrigações em Aberto (Financeiras, Fiscais, Setoriais) (b) Endividamento Financeiro (c) Impostos, Taxas e Contribuições (d) Reestruturação de Capital e Dividendos Seção 9.05 Sumário das Projeções Financeiras (a) Demonstrativo de Resultado Projetado (b) Fluxo de Caixa Projetado (c) Sumário das Projeções Financeiras Plano de Integração e Gestão Seção Estrutura de Serviços Compartilhados Seção Plano de Integração Sumário do Regime Excepcional Regulatório Mensagem Final Anexos

6 1. Introdução Como é do conhecimento, a ENERGISA S.A. ( ENERGISA ) está em processo de aquisição do controle das concessionárias de distribuição de energia elétrica do Grupo Rede. Para tanto, em 03/07/13 a ENERGISA apresentou a sua oferta de aquisição de ações que lhe asseguram o controle acionário das sociedades holding que controlam tais concessionárias do Grupo Rede, a qual foi vertida em Plano de Recuperação Judicial submetido à votação dos credores do Grupo Rede, no âmbito de seu processo de recuperação judicial, em 05/07/13. Em 21/08/13 o Ministério Público se manifestou favoravelmente à concessão da recuperação judicial. Em 09/09/13 foi proferida a decisão homologando o Plano de Recuperação Judicial, sendo a sua publicação dada em 19/09/13. Com a decisão favorável, em primeira instância, será necessário deflagrar processos relacionados às outras condições precedentes visando à conclusão da aquisição, como a submissão ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica CADE e à Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL. Nesse contexto, a ENERGISA apresenta, por meio deste documento, para avaliação dessa Agência, a proposta para o Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões para a Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S.A. Enersul. O Plano ora apresentado atende às disposições estabelecidas pela Lei nº , de 27/12/12, quais sejam: i) discriminação pormenorizada dos meios de recuperação a serem empregados; ii) a demonstração de sua viabilidade econômico-financeira; iii) proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação; e iv) prazo necessário para o alcance dos objetivos. Para permitir a elaboração deste Plano, a ENERGISA envolveu uma equipe de mais de 60 profissionais, fez um profundo diagnóstico da situação da concessão com base nas informações e dados disponíveis e realizou duas reuniões na Enersul. A primeira, que durou uma semana, foi caracterizada pelo conhecimento detalhado da concessão e identificação dos principais problemas e desafios. A segunda, com duração de um dia, visava uma interação mais objetiva com o Interventor e sua equipe. Essa segunda reunião teve por finalidade obter a visão mais detalhada do Interventor sobre os principais problemas da concessão, bem como a apresentação, pela ENERGISA, das premissas que seriam utilizadas neste Plano. 6

7 O Plano ora apresentado está composto por 12 capítulos, dos quais se destacam o diagnóstico atual da concessão, o cenário prospectivo a partir da situação atual da concessão e a proposta da ENERGISA para o Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões da Enersul. Como ficará claro ao longo deste documento, algumas questões, que serão detalhadas, impactam substancialmente a concessão, impossibilitando a sua viabilidade econômica e financeira. Nesse contexto, é importante que haja condições adequadas e prazos factíveis para consecução do objetivo maior, que é a retomada da normalidade dos serviços o mais rápido possível, tanto do ponto de vista financeiro como operacional. Isso será possível mediante aporte de capitais, equacionamento das dívidas, reformulação da gestão e definição de regime excepcional regulatório específico. As três primeiras ações dependem da ENERGISA, a quarta ação depende da ANEEL, diante das justificativas e comprometimentos da ENERGISA. Esta proposta de Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões será a base para o diálogo com a ANEEL no sentido de que possam ser estabelecidas ações que permitam a recuperação da concessão sob o comando de um novo controlador. 7

8 2. Processos de Recuperação Judicial, Intervenção e Aquisição A Enersul é uma sociedade por ações de capital aberto controlada por Rede Energia S.A.. A ENERGISA, juntamente com alguns bancos de investimentos, estudou e discutiu uma potencial aquisição do Grupo Rede, incluindo a Enersul, em algumas ocasiões ao longo dos últimos anos. Porém, divergências entre as expectativas do controlador e a proposta da ENERGISA impediram que as discussões avançassem. No ano de 2011, em processo coordenado pelo Bradesco, a ENERGISA se associou com outro grande grupo brasileiro para apresentação de uma proposta para aquisição das concessionárias do Grupo Rede. Realizada uma primeira diligência, a ENERGISA constatou que algumas ações precisariam ser tomadas para que o Grupo Rede se tornasse viável, seja (i) pela contaminação da situação econômico-financeira das holdings, (ii) pelo grave desequilíbrio de CELPA, (iii) pelos problemas de sobrecontratação de CEMAT e (iv) pelo forte descasamento contratual da Rede Comercializadora (CTCE), somente para citar os problemas mais críticos. Entendendo não ser factível a implementação de determinadas ações necessárias para a sobrevivência do Grupo Rede, relacionadas, por exemplo, aos processos de negociação de deságio para credores, a ENERGISA desistiu do processo em fevereiro de 2012, de forma que o controlador do Grupo Rede prosseguiu com o projeto de venda de suas concessionárias. Paralelamente, em agosto/2011 e em fevereiro/2012, mediante estudos elaborados no âmbito do processo de fiscalização por monitoramento periódico do equilíbrio econômico-financeiro das concessões, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira SFF apresentou diagnósticos do desempenho das concessionárias de distribuição geridas pelo Grupo Rede, que apontaram a delicada situação econômico-financeira em que essas empresas se encontravam. As concessionárias apresentavam elevado endividamento relativamente ao fluxo de caixa obtido, problema este que ocorria preponderantemente em quatro concessionárias do Grupo: CELPA, CEMAT, EEB e CAIUÁ. Em 28/02/2012, a CELPA a ui ou edido de recu era o udicial erante a us a stadual do ará. Em abril desse mesmo ano, observou-se o início de inadimplência sistêmica das concessionárias do Grupo Rede em relação aos encargos setoriais. 8

9 A SFF/ANEEL determinou, assim, que o Grupo Rede apresentasse um Plano de Ação, abrangendo todas as concessionárias do grupo, além da própria empresa Rede Energia S.A., e que contemplasse: a retomada imediata do recolhimento de encargos setoriais e do pagamento de fornecedores (energia e transmissão) correntes em atraso; a redu o gradual da rela o ida quida A at e es e da ida quida ( A a e ) at 7,0 vezes em todas as distribuidoras; e a liquidação imediata dos empréstimos de mútuos vencidos a pagar e a receber que envolvessem as distribuidoras ou o envio de documentos que atestassem os respectivos pagamentos, no prazo de 10 dias. Mediante a Nota Técnica n o 288, de 13/07/2012, a SFF apresentou nova análise da situação econômico-financeira e de inadimplência das concessionárias de distribuição controladas pelo Grupo Rede, que indicou o agravamento do quadro dessas concessionárias. Nesse contexto, em 10/08/2012, a Diretoria da ANEEL determinou à SFF a adoção urgente de providências para a instauração de processos administrativos de verificação da sustentabilidade econômico-financeira dessas concessionárias. Em 30/08/2012 foi publicada a Medida Provisória n o 577, posteriormente transformada na Lei nº /2012 que, dentre outras providências: (i) determinou a não aplicação às concessionárias de serviços públicos de energia elétrica dos regimes de recuperação judicial e extrajudicial, previstos na Lei n o. sal o osteriormente e n o da concess o; e (ii) disciplinou a intervenção administrativa para a adequação da prestação do serviço público de energia elétrica. Em 31/08/2012, por meio da Resolução Autorizativa n o 3.647, a ANEEL determinou a Intervenção Administrativa na CEMAT, pelo período de um ano, com o objetivo de assegurar a prestação adequada do serviço publico de distribuição de energia elétrica e o fiel cumprimento das normas contratuais, regulamentares e legais pertinentes. Foi então designado como Interventor o Sr. Jaconias de Aguiar. Na mesma data, a ANEEL também determinou a intervenção nas demais sete concessionárias do grupo (Cemat, Celtins, EEB, CFLO, CNEE, CAIUÁ e EDEVP). Findo o período de um ano, essas intervenções foram prorrogadas pelo prazo de dois anos. Em 25/09/2012 a Equatorial assinou o contrato de aquisição da CELPA, que estava em processo de recuperação judicial. 9

10 Em outubro de 2012, para atender ao 3º do Art. 3º da REA nº 3.647/2012, o acionista majoritário do Grupo Rede à época da intervenção apresentou um Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões das 8 concessionárias de distribuição sob intervenção. Em 23/11/2012, quatro empresas holdings e uma comercializadora do Grupo Rede requereram Recuperação Judicial: Rede Energia S.A., Companhia Técnica de Comercialização de Energia (CTCE), QMRA Participações S.A. (QMRA); Denerge Desenvolvimento Energético S.A. (Denerge) e Empresa de Eletricidade Vale do Paranapanema S.A. (EDEVP). O pedido foi distribuído à 2ª Vara de Falências e Recuperação Judicial da Comarca de São Paulo-SP (proc ) e, em 19/12/2012, o processamento foi deferido, nomeando-se como administradora judicial a Deloitte Touche Tohamtsu. De acordo com a relação de credores apresentada pelas recuperandas, e mais tarde corroborada pela administradora judicial: (a) na Classe I (trabalhistas), não há credores listados; (b) na Classe II, estão listados apenas o BNDES (R$135 MM) e o FI-FGTS (R$ 712 MM); (c) na Classe III, estão listados, de forma consolidada, os credores quirografários de todas as recuperandas, alcançando-se um valor total de R$ milhões e USD 655 milhões, incluindo dívidas com empresas ligadas. Não há credores extraconcursais. Em 15/03/2013, as recuperandas depositaram em Juízo um plano de recuperação judicial único, com condições uniformes para os credores de todas as cinco recuperandas. O plano tinha por premissa a alienação do controle societário ao consórcio formado pelas empresas CPFL Energia (CPFL) e Equatorial Energia S.A. (Equatorial). O preço da alienação seria de R$1,00 e as adquirentes se comprometiam a investir até R$ 1,8 bilhão nas recuperandas. O valor de investimento seria revertido, em parte, para pagamento dos credores e, em parte, para atender ao Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões, conforme exigido pela ANEEL. Para a ENERGISA o Grupo Rede é certamente uma grande oportunidade de consolidação no setor de distribuição de energia no Brasil. Assim, ao longo de todo esse processo, a ENERGISA se manteve atenta e atualizando suas avaliações permanentemente, até encontrar uma forma de voltar a competir. Impedida de apresentar uma proposta de compra do Grupo Rede, em função da exclusividade concedida ao grupo concorrente até 30/06/2013, a ENERGISA teve como única estratégia viável a proposição de uma alternativa aos credores, confrontando a proposta do grupo que possuía exclusividade. 10

11 A ENERGISA ingressou nos autos (então em parceria com a COPEL), em 04/04/2013, para que fosse assegurada sua participação, e de outros interessados, no processo de aquisição dos ativos do Grupo Rede. Em 29/05/2013, a ENERGISA apresentou proposta firme, embora sujeita a determinadas condições precedentes, para a aquisição dos ativos de distribuição do Grupo. A primeira assembleia geral de credores se instalou em 05/06/2013 e as recuperandas naquela oportunidade pediram, já na abertura dos trabalhos, a suspensão da reunião. A ENERGISA, que garantira na véspera o direito de participar da assembleia, assumiu o compromisso de readequar o formato da sua proposta para um idêntico àquele adotado por CPFL-Equatorial, i.e., uma proposta pela aquisição do controle acionário do grupo e não mais pelos seus ativos. Essa assembleia restou suspensa para análise dos planos pelos credores. Entre a data da assembleia (05/06/2013) e a data da sua continuação (03/07/2013), a COPEL desistiu de participar do processo, alegando que não teria tempo para concluir a diligência que estava em curso. A ENERGISA assumiu, então, integralmente os compromissos contidos na oferta. Quando da retomada da assembleia, em 03/07/2013, já com a possibilidade de rescisão da exclusividade de forma unilateral por qualquer das partes, uma vez que era válida apenas até 30/06/2013, a ENERGISA apresentou a sua oferta reformatada, a qual foi posteriormente vertida em um plano de recuperação judicial simplificado, apto a ser votado pelos credores em assembleia. O preço da alienação seria também de R$1,00. Porém, a ENERGISA se comprometeu a investir até R$1,95 bilhão nas recuperandas, além de um montante de até R$ 1,1 bilhão para atender ao Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões, conforme exigido pela ANEEL. Em 05/07/2013, numa sessão prévia a votação visando apreciar o plano de recuperação judicial, a proposta da ENERGISA foi a escolhida para ser levada à votação por ter sido superior e mais interessante para os credores e para as Recuperandas, em relação a proposta submetida por CPFL-Equatorial. Prosseguindo então os trabalhos da Assembleia Geral de redores ( AG ) os credores decidiram por colocar em votação o Plano fundado na proposta da Energisa, que obteve o seguinte resultado: 11

12 VOTAÇÃO POR CRÉDITO CLASSE II CLASSE III Total SIM 100% 48,20% 58,44% NÃO 0,00% 51,80% 41,56% ABSTENÇÃO 0,00% 6,41% 5,21% VOTAÇÃO POR CREDOR CLASSE II CLASSE III Total SIM 100% 47,06% 47,83% NÃO 0,00% 52,94% 52,17% ABSTENÇÃO 0,00% 12,82% 12,66% A votação resultou na rejeição do plano por determinados credores quirografários, os chamados Bondholders, titulares de notas perpétuas emitidas pela Rede Energia, que votaram com R$ 1,139 bilhões ou mais de 30% dos créditos presentes à assembleia (e cerca de 36% do total dos créditos quirografários). Apresentado o resultado ao Juízo pelo Administrador Judicial, as Recuperandas, a ENERGISA e alguns credores pugnaram pela homologação do Plano na forma do art. 58, 1º, da Lei n o. o cram down. Os Bondholders pugnaram expressamente pela não aplicação do dispositivo e pela apresentação de um novo plano. Em 21/8/2013, o Ministério Público se manifestou favoravelmente à concessão da Recuperação Judicial. Em 09/09/2013 foi proferida decisão homologando o plano de recuperação judicial, pela via ordinária (art. 58, caput, da Lei n o /2005), uma vez que o Juiz, reconsiderando sua decisão anterior, retirou o direito de voto do Bank of New York Mellon na qualidade de agente fiduciário das notas perpétuas. Além disso, a decisão reconheceu a possibilidade de voto do FI- FGTS na qualidade de credor do Grupo Rede (na Classe II), bem como reconheceu o direito de sociedades coligadas à CPFL e à Equatorial a votarem em Assembleia Geral de Credores - AGC. A decisão menciona ainda que os créditos em moeda estrangeira devem ser apurados, para efeito do cômputo do voto, pelo câmbio da véspera da primeira AGC (dia 4/6/2013) e reconhece a inexistência de tratamento diferenciado aos credores e a impossibilidade de voto da Liasa Ligas de Alumínio S.A. 12

13 Com isso, o Juízo reconheceu que o Plano foi aprovado por 100% dos credores da classe II, num total de R$ 712 milhões, e por 66,34% dos credores da classe III, num total de R$ milhões. A totalização final implica em 74,93% dos créditos favoráveis ao Plano, com o valor de R$ milhões. A decisão foi publicada no dia 19/9/2013 e ainda está sujeita a eventuais recursos por parte dos credores, das recuperandas e/ou do Ministério Público. A partir desta data os credores terão 60 (sessenta) dias para se manifestarem quanto à forma de receber seus créditos. Com a decisão favorável em primeira instância, processos relacionados a outras condições precedentes para a aquisição do Grupo Rede começam a ser deflagrados, como submissão da operação ao CADE e à ANEEL e a desoneração das ações de controle a serem transferidas à ENERGISA, dentre outras. Todo o esforço está sendo empreendido para que a transação possa ser concluída ainda neste ano de 2013, pela urgência das concessões retornarem à normalidade. Entretanto, essa efetivação não depende apenas dos esforços do Grupo Rede e da ENERGISA. 13

14 3. Caracterização da Concessão A Enersul (Empresa de Energia Elétrica de Mato Grosso do Sul S.A.) foi criada em 1979 como uma empresa estatal, e privatizada em 1997, quando foi adquirida pela Escelsa. Em 2003, a Enersul passou a integrar o Grupo EDP Electricidade de Portugal e, a partir de setembro de 2008, a distribuidora passou a ser controlada pela Rede Energia S.A, tendo firmado junto à União, por meio da ANEEL, o contrato de concessão 01/97, com vigência até 2027, sendo responsável pelo fornecimento de energia na quase totalidade do estado de Mato Grosso do Sul, cuja área de concessão corresponde a km 2. Desde setembro de 2012 a empresa esta sob intervenção federal amparada pela Lei /2012. Características do Território da Concessão Mapa do Estado de Mato Grosso do Sul com a divisão dos Centros Regionais Atualmente, a Enersul atende a clientes, correspondente a 94,4% da população em 74 dos 79 municípios do Estado de Mato Grosso do Sul, que possui 2,4 milhões de habitantes (censo IBGE 2010), abrangendo um território de km 2. A distribuidora possui uma baixa densidade de carga, com 2,6 unidades consumidoras por quilômetro quadrado, devido à grande extensão territorial com algumas concentrações urbanas e grandes vazios populacionais, incluindo a região do Pantanal, Reservas Indígenas e unidades de conservação da natureza. 14

15 Etnia da População De acordo com estudos autossômicos realizados, a ancestralidade europeia responde por 73,60% da herança da população de Mato Grosso do Sul, a africana por 13,90% e a indígena por 12,40%. Características Econômicas Na agricultura, o estado é caracterizado pelo agronegócio com predominância de algumas culturas nas regiões. A região sul é marcada pela produção de soja, arroz, café, algodão e milho, enquanto que na região de Campo Grande e Dourados (MS), destacam-se as produções de soja, milho, amendoim e trigo. O quadro abaixo apresenta as principais atividades por classe de consumo: Industrial Rural Comercial Cadeias industriais do Agronegócio (frigoríficos principalmente), destilação de álcool, extração e tratamento de minerais, minerais não metálicos (cimentos), materiais plásticos e indústria têxtil. Bovinocultura de corte, cultura de cereais e leguminosas (soja e milho), bovinocultura de leite, cooperativismo rural e cultura vegetais (dentre as quais cana de açúcar). Comércio atacadista e varejista, serviço de alojamento e alimentação. Principais Atividades por Classe de Consumo A produção é escoada quase na sua totalidade através da malha rodoviária, tópico a ser abordado à parte. Na área do turismo, as cidades mais visitadas são Bonito, Jardim e Bodoquena, localizadas no Parque Nacional da Serra da Bodoquena; além das cidades de Corumbá, Aquidauana, Anastácio e Porto Murtinho no Complexo do Pantanal; Ponta Porã e Bela Vista na fronteira com o Paraguai, bem como as cidades de Rio Verde e Fátima do Sul. O Mato Grosso do Sul desponta-se pela sua biodiversidade, principalmente no Complexo do Pantanal, cuja porção brasileira é estimada em aproximadamente km² (65% Mato Grosso do Sul e 35% Mato Grosso e no Parque Nacional da Serra da Bodoquena). As condições 15

16 e regulamentações ambientais impõem dificuldades ao programa de extensão de redes, dificultando o atendimento às solicitações de novas cargas nestas áreas. Clima O estado de Mato Grosso do Sul caracteriza-se por severas condições climáticas, marcadas por um verão chuvoso, entre os meses de outubro a março, período em que a região do Pantanal fica alagada, com um índice pluviométrico médio mensal de 108 mm; e um inverno seco, entre os meses de abril a setembro, com ocorrência de geadas em partes do território. Encontra-se localizado no polígono dos tornados, conforme quadro abaixo, que abrange o leste de Minas Gerais; centro, norte e oeste de São Paulo; centro, norte e oeste de Paraná; sudeste de Mato Grosso do Sul; além de Paraguai e Argentina. A área de concessão da Enersul apresenta uma grande incidência de descargas atmosféricas com raios/ano ou 17,25 descargas/km 2 /ano. Em função disso, a Enersul possui um Sistema de Detecção de Descargas Atmosféricas que cobre toda a sua área de concessão. Este sistema identifica a posição dos impactos de descargas no solo e os registra ao longo do tempo, permitindo realizar estatísticas de densidade de descargas atmosféricas, além de auxiliar na determinação das causas de queimas de equipamentos e/ou interrupções de energia nas redes. Conforme gráfico abaixo, as descargas atmosféricas acentuam-se nos quatro primeiros e quatro últimos meses do ano. 16

17 Entre os meses de maio e agosto, há uma redução significativa da incidência de descargas atmosféricas, evidenciado no gráfico a seguir. O mapa a seguir apresenta a incidência de raios no território brasileiro, evidenciando a grande concentração das descargas sobre o estado de Mato Grosso do Sul. 17

18 A malha rodoviária do estado impõe dificuldades ao deslocamento de equipes até as unidades consumidoras. Conforme foto abaixo, as estradas apresentam falta de estrutura, péssimas condições e as deficiências se agravam no período próximo ao final do ano, quando ocorre o inicio das chuvas. As enormes crateras e a falta de acostamento também aumentam os riscos de acidentes, problemas que se agravam com a intensidade do tráfego de caminhões no período da safra de grãos. Durante o período chuvoso, de outubro a março, a região do Pantanal fica totalmente alagada, tornando as embarcações o único meio de locomoção, conforme se vê na foto a seguir. 18

19 Evolução e Caracterização Geral da Distribuidora Escritórios Regionais A estrutura operacional da Enersul é dividida em três regionais (Norte, Centro e Sul) que, por sua vez, são constituídas de dez Centros Regionais de Serviços, nos quais funcionam todos os serviços direcionados aos clientes, conforme mapa abaixo. A estrutura atual apresenta dupla governança sobre a gestão dos serviços, perdendo-se o foco sobre o acompanhamento de indicadores fundamentais relacionados à qualidade e prazos de execução dos serviços, conforme será destacado a seguir. De acordo com o organograma, apresentado abaixo, as regionais Centro, Norte e Sul estão relacionados à Diretoria Operacional e, em cada um dos regionais, há uma gerência que tem sob a sua subordinação as coordenações dos serviços direcionados aos clientes, conforme disposto no gráfico anterior. 19

20 Com exceção da Gerência Regional Centro, as demais Gerências possuem cinco coordenações, dispostas nos seus Centros Regionais de Serviços CRS. Organograma das Gerências Regionais Diretoria Operacional Gerência Regional Centro Gerência Regional Norte Gerência Regional Sul Coordenação de Construção Coordenação de Manutenção Coordenação Manut/Const Aquidauana Coordenação Manut/Const Corumbá Coordenação Manut/Const Coxim Coordenação Manut/Const Jardim Coordenação Manut/Const Paranaíba Coordenação Manutenção Dourados Coordenação Construção Dourados Coordenação Manut/Const Eldorado Coordenação Manut/Const Nova Andradina Coordenação Manut/Const Ponta Porã Para atendimento dos serviços, a empresa conta também com colaboradores terceirizados, representando uma força de trabalho total de profissionais e, considerando a quantidade clientes, resulta em 383 clientes/força de trabalho. Densidade Demográfica O Estado de Mato Grosso do Sul possui densidade demográfica de 6,96 hab./km², sendo a Enersul a 9ª concessionária de distribuição menos densa do país. Esta baixa densidade populacional do Estado reflete-se diretamente no número de clientes por área geográfica (2,66 clientes/km²) e verifica-se também quando analisado o número médio de clientes por extensão de rede da concessionária, que é de 10,27 clientes/km. 20

21 500,0 hab/km 2 450,0 444,1 400,0 365,2 350,0 300,0 250,0 200,0 166,3 150,0 100,0 50,0 0,0 112,3 52,4 56,8 60,0 65,3 66,7 76,3 89,6 94,4 2,0 2,2 3,4 4,5 4,7 5,0 6,1 6,6 7,0 12,4 17,7 19,8 24,8 33,4 39,8 Analisando-se a relação de clientes por extensão dos 57 conjuntos elétricos, verifica-se que 43 conjuntos possuem menos de 5 clientes por km². Estes 43 conjuntos atendem a 49% do total de consumidores da empresa, conforme pode ser observado a seguir. Os gráficos a seguir demonstram o comparativo destes indicadores com outras distribuidoras das Regiões Norte, Nordeste, Centro-Oeste e Sudeste. 40,0 38,0 37,7 Clientes por Extensão de Rede MT (Clientes/km) 35,0 30,0 31,7 30,1 25,0 22,7 22,1 20,0 18,1 15,0 10,0 14,5 10,8 8,2 6,9 5,0 0,0 ESE COELCE EPB COELBA CEMAR CELPA EMG CELG ENERSUL CEMAT CELTINS 21

22 40,0 35,0 37,4 Clientes por Área Geográfica (Clientes/km 2 ) 30,0 25,0 20,0 25,6 22,7 20,8 15,0 10,0 5,0 0,0 8,8 7,4 6,3 2,7 1,8 1,6 1,3 ESE EMG EPB COELCE COELBA CELG CEMAR ENERSUL CELTINS CELPS CEMAT Em relação ao suprimento de energia, a Enersul possui 4 pontos de suprimento interligados à sua malha de 230 KV, com potência total de 1.350MW. Ao todo, são 57 conjuntos elétricos, 96 subestações e um total de km de extensão de redes e linhas de distribuição, que atendem a mil consumidores. O quantitativo de postes instalados ao longo das redes de distribuição é de e o total de transformadores de , perfazendo um total de MVA instalados. Um ponto de destaque foi o grande crescimento da rede de distribuição da empresa, com grande contribuição do Programa Luz Para Todos - PLPT. Ao longo do último ciclo revisional, as redes da empresa passaram de cerca de 44 mil km, para mais de 86 mil km, enquanto o número de subestações saltou de 87 para 96. Neste período houve grande parte da expansão das redes em área rural, motivada pelo avanço do PLPT que, por força das regras da Eletrobras, só permite a construção de redes em tensão inferior à 34,5 kv. Extensão de Redes e Linhas (km) 1,96 x jun/13 Os gráficos a seguir também ilustram o significativo aumento das redes de distribuição da Enersul nos últimos 10 anos. 22

23 Número de Postes 1,81 x jun/13 Número de Transformadores 2,39 x jun/13 Número de Subestações 1,10 x MVA 877 MVA jun/13 23

24 4. Diagnóstico Atual da Concessão Seção 4.01 Mercado Cenário A Enersul distribui energia elétrica para o estado de Mato Grosso do Sul, com uma área de concessão de Km 2, dividido em 79 municípios, com aproximadamente 2,4 milhões de habitantes. Atende a 890 mil de consumidores1. Sua capital e maior cidade é Campo Grande e outros municípios importantes são: Dourados, Corumbá, Três Lagoas, Ponta Porã, Naviraí, Nova Andradina, Aquidauana e Paranaíba. Na maior parte do território do estado predomina o clima do tipo tropical ou tropical de altitude, com chuvas de verão e inverno seco, caracterizado por médias termométricas que variam entre 25 C na Baixada do Paraguai e 20ºC no planalto. No extremo meridional ocorre o clima subtropical, em virtude de uma latitude um pouco mais elevada e do relevo de planalto. As geadas são comuns no sul do estado registrando em média três ocorrências do fenômeno por ano. Observa-se o mesmo regime de chuvas de verão e inverno seco e a pluviosidade anual é, também, de aproximadamente milímetros. De acordo com o censo de 20102, a população atual do Estado de Mato Grosso do Sul é de 2,384 milhões de habitantes De 1992 para , a população vem crescendo a uma taxa média de 1,4% a.a., contra o crescimento de 1,3% a.a. do Brasil, no mesmo período. Mato Grosso do Sul é o 21º estado mais populoso do Brasil e concentra 1,2% da população brasileira, tendo densidade demográfica de 6,67 habitantes por quilômetro quadrado. 1 Base junho/ Censo IBGE Previsão LCA para

25 Pirâmide Demográfica 2010 Mato Grosso do Sul: Fonte: IBGE Censo O IDH (Índice de Desenvolvimento Humano)4 de Mato Grosso do Sul caiu 1 posição de 1991 (quando ocupava a 6ª posição, com 0,716) para 2000, quando passou a ocupar a 7ª posição entre as 27 UF brasileiras, com 0,778. O PIB do estado de Mato Grosso do Sul fechou o ano de 2010 em R$ 43,514 bilhões5, ocupando 17º lugar no ranking Brasil e respondendo por 1,2% do total da riqueza produzida6 no país. De 2000 a 2010, o PIB a preços correntes no Mato Grosso do Sul cresceu 14,4% a.a., contra 12,3% a.a. no Brasil, no mesmo período PIB Preços Correntes (R$ bilhões) Mato Grosso do Sul PIB Preços Correntes (R$ bilhões) Brasil Fonte: LCA. 4 O IDH significa uma medida geral do desenvolvimento humano, sendo composto por três pilares: saúde, educação e renda. 5 Preços correntes 6 O PIB representa a soma de todas as riquezas finais produzidas em determinada região ou parcela da sociedade (qual seja, países, estados, cidades), durante um período determinado (mês, trimestre, ano etc.). 25

26 25,0 23,0 21,0 19,0 17,0 15,0 13,0 11,0 9,0 7,0 PIB Preços Correntes Crescimento (%) Mato Grosso do Sul e Brasil MS Brasil 5, Fonte: LCA. A participação das atividades econômicas no PIB do estado de Mato Grosso do Sul, em 2010, era a seguinte: PIB Setorial Mato Grosso do Sul PIB Setorial Brasil 13% 14% 5% 14% 19% PIB Agro PIB Ind PIB Serv 24% PIB Agro PIB Ind PIB Serv PIB Outros PIB Outros 54% 57% Fonte: LCA. Ressalta-se a participação de 14% do PIB agropecuário no Mato Grosso do Sul, em contraposição ao peso de 5%, observado por este segmento na composição do PIB Brasil. De fato, sua economia está baseada na produção rural (animal, vegetal, extrativa vegetal e indústria rural), indústria, extração mineral, turismo e prestação de serviços. O estado possui um dos maiores rebanhos bovinos do país. Além da vocação agropecuária, a infraestrutura econômica existente e a localização geográfica permitem ao estado exercer o papel de centro de redistribuição de produtos oriundos dos grandes centros consumidores para o restante da região Centro-Oeste e a região Norte do Brasil. 26

27 R$ Correntes (%) ENERSUL - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Em 2010, o PIB per capita no estado de Mato Grosso do Sul foi de R$ 18,255,00, ocupando a 9ª posição entre as UFs do Brasil, e posicionando-se 68% abaixo da primeira colocada, o Distrito Federal (R$ ,00). PIB per capita PIB per capita Cresc. (%) Cresc ,0% Fonte: LCA. A participação do PIB Industrial na composição do PIB do estado, embora ainda menor que a que se observa no Brasil, vem crescendo ao longo dos anos, como se constata no gráfico a seguir: PIB Setorial - Mato Grosso do Sul PIB Outros PIB Serv PIB Ind PIB Agro PIB Setorial - Brasil PIB Outros PIB Serv PIB Ind PIB Agro 15% 15% 16% 14% 13% 13% 14% 13% 14% 14% 14% 15% 14% 14% 15% 15% 15% 15% 57% 57% 55% 57% 54% 54% 54% 54% 54% 56% 57% 56% 58% 57% 57% 58% 58% 58% 16% 14% 15% 16% 19% 19% 18% 18% 18% 12% 13% 14% 13% 13% 13% 14% 14% 14% % 24% 24% 23% 24% 23% 22% 23% 23% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 4% Fonte: LCA. 27

28 Evolução do Mercado 2006 a 2012 O mercado cativo da Enersul apresentou um crescimento médio de 6,2% a.a. entre 2006 e A classe que mais se destacou foi a Comercial, com crescimento no mesmo período de 7,4% Consumo Cativo Faturado Total - GWh Cresc Acum 2006/2012 6,2% 4,0 3,4 6,7 8,8 6,5 7,9 % Crescimento 10,0 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1, Consumo Cativo Faturado Residencial - GWh Cresc Acum 2006/2012 6,6% 1,6 3,3 12,4 7,2 6,7 8,9 % Crescimento 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2, , , Consumo Cativo Faturado Industrial - GWh Cresc Acum 2006/ ,0 11,6 4,8% 6,3 6,9 % Crescimento 15,0 10, Consumo Cativo Faturado Comercial - GWh Cresc Acum 2006/2012 7,4% 8,8 9,4 10,4 10,0 % Crescimento 12,0 10,0 8, ,9 5, , , ,8 3,3 4, ,6-5, , , ,0 Fonte: Enersul e SAMP ANEEL. A classe residencial da Enersul atingiu crescimento médio de 6,6% a.a. ao longo do período de , com aceleração em A classe industrial encerrou o mesmo período com crescimento de 4,8%, com queda somente no ano de Na classe comercial, desde 2009 as taxas são bem elevadas, mantendo assim, um crescimento de 7,4% a.a. entre e impulsionando o resultado total da empresa. Em 2012, Enersul registrou taxa de crescimento inferior à observada na Região Centro-Oeste, porém superior ao Brasil. 28

29 As classes residencial e comercial foram as de maior peso para o resultado positivo da empresa no ano, já que a classe industrial ficou bem abaixo do consumo regional, sofrendo com a concorrência dos produtos externos e desaceleração da economia. No ano de 2009, observou-se uma queda no consumo da classe industrial, o que pode ser explicado pela crise econômica mundial, com contribuição também da migração de clientes para o Mercado Livre. Em dezembro de 2012, a Enersul possuía em sua carteira 27 clientes livres. Estes clientes respondiam por 398 GWh, 9,2% do consumo total da Companhia. O gráfico abaixo mostra o histórico de migração destes clientes para o Mercado Livre, em número de consumidores. Número de Clientes Livres IND COM Fonte: Enersul e SAMP ANEEL. Retirando-se do histórico o consumo dos clientes livres, observa-se que o crescimento do mercado industrial da Enersul passa de 4,8% no período de 2006 a 2012, para 4,6%. Procedendo-se da mesma maneira com o mercado comercial, a taxa de crescimento média desta classe passa de 7,4% a.a. para 7,8 % a.a. As migrações para o mercado livre não impactaram o Consumo Total da Enersul, a taxa média de crescimento neste período ficou de 6,2% a.a., como se pode notar no gráfico abaixo: 29

30 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0-2,0-4,0-6,0-8,0 Crescimento (%) Sem Efeito Migração Ind Com Tot Fonte: Enersul e SAMP ANEEL. É interessante notar que, de 2008 para 2009, o número de clientes industriais livres praticamente não se alterou, de tal forma que o fraco desempenho deste ano decorreu da queda de consumo médio dos consumidores industriais cativos. Por outro lado, de 2011 para 2012 e de 2012 para 2013, ocorreu um aumento significativo no número de consumidores comerciais que migraram para o Mercado Livre, de modo que as taxas já elevadas observadas neste segmento ao longo destes anos, se tornam ainda mais altas quando se retira o efeito da migração para o ACL. Os gráficos a seguir comparam o desempenho da Enersul no mercado total, residencial, industrial e comercial, com a média Brasil e a média da Região Centro-Oeste, pelos dados publicados pela EPE: CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA - TOTAL (%) 2012 vs CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA - RESIDENCIAL (%) 2012 vs ,9 7,9 7,9 8,9 3,5 5,1 EPE - Brasil EPE - Centro-Oeste ENERSUL CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA - INDUSTRIAL (%) 2012 vs EPE - Brasil EPE - Centro-Oeste ENERSUL CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA - COMERCIAL (%) 2012 vs ,3 6,9 7,8 8,7 10,0 (0,1) EPE - Brasil EPE - Centro-Oeste ENERSUL EPE - Brasil EPE - Centro-Oeste ENERSUL Fonte: EPE e SAMP ANEEL. 30

31 No consumo total de energia elétrica, a Enersul atingiu crescimento de 7,9% em 2012, mais do que dobrando a taxa Brasil, porém ficando abaixo da Região. Por outro lado, os segmentos residencial e comercial superaram tanto a média Brasil quanto a média da Região, encerrando 2012 com forte crescimento de 8,9% e 10%, respectivamente. Na classe industrial, o consumo da Enersul registrou taxa abaixo da média Regional, porém superior à média Brasil. Número de Consumidores O número de consumidores da Enersul cresceu em média 4,1% a.a. ao longo do período Em relação aos consumidores comerciais, o crescimento geométrico no período foi de 4,5% aa. O maior crescimento em relação ao número de consumidores foi registrado na classe industrial, 7,9%. Em contrapartida, o menor crescimento médio foi apresentado na classe residencial, 4,0% a.a. de 2006 a Número de Consumidores - Total Cresc Acum 2006/2012 4,1% 2,9 4,3 5,9 3,3 4,2 4,1 % Crescimento 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1, Número de Consumidores - Residencial 5,7 Cresc Acum 2006/2012 4,0% 4,5 4,1 2,8 2,4 % Crescimento 6,0 5,0 4,4 4,0 3,0 2,0 1, , , Número de Consumidores - Industrial Cresc Acum 2006/2012 7,9% -2,8 11,7 17,0 7,7 5,7 % Crescimento 20,0 15,0 9,1 10,0 5,0 0, Número de Consumidores - Comercial Cresc Acum 2006/2012 4,5% 2,0 3,4 5,4 6,8 4,7 4,7 % Crescimento 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1, , ,0 Fonte: Enersul e SAMP ANEEL. 31

32 Consumo Médio O consumo total médio registrou um crescimento modesto no período de , 2% a.a. O consumo residencial médio atingiu crescimento médio de 2,5% a.a., apresentando taxa negativa nos anos de 2007 e No industrial, o consumo médio encerrou em queda, devido ao crescimento do número de consumidores em maior proporção do consumo, fechando o ano de 2012 com redução de 2,2%. O consumo médio comercial atingiu crescimento médio de 2,8% a.a ao longo de O Consumo Residencial Médio da Enersul fechou o ano de 2012 com 161 kwh/consumidor/mês, abaixo da média do Centro-Oeste (169 kwh/consumidor/mês) e ligeiramente acima da média do Brasil (159 kwh/consumidor/mês). Estes resultados mostram que, embora o Consumo Residencial Médio esteja alinhado com a média Brasil, existe espaço de crescimento, no sentido de alcançar o patamar da Região Centro-Oeste Cresc Acum 2006/2012 2,0% 1,0 CTM Mensal 5,3 0,7 2,2 % Crescimento 6,0 5,0 3,7 4,0 3,0 2,0 1, Cresc Acum 2006/2012 2,5% CRM Mensal 6,3 4,7 2,5 % Crescimento 7,0 6,0 4,3 5,0 4,0 3,0 2,0 1, ,9 0,0-1, ,2-1,2 0,0-1, , , ,3 CIM Mensal 3,6-0,6 Cresc Acum 2006/2012-2,9% -3,6 % Crescimento 15,0-2,1 10,0 5,0 0,0-5, Cresc Acum 2006/2012 2,8% CCM Mensal 3,2 2,5 5,4 % Crescimento 6,0 5,1 5,0 4,0 3, ,0-10,0-15,0-20, ,8-0,1 2,0 1,0 0, , ,0 Fonte: Enersul e SAMP ANEEL. 32

33 Seção 4.02 Regulatório (a) Qualidade da Energia Análise de Evolução da Qualidade do Serviço Para uma análise efetiva da evolução dos indicadores de continuidade e da situação atual da distribuidora, é importante revisitar aspectos associados à conformação e interoperabilidade dos ativos elétricos e da estrutura de atendimento existente, como também, determinados aspectos da área de concessão, que condicionam a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica ao consumidor. Esse conjunto de informações contemplou questões como: Grande dimensão da área de concessão; Restrições ambientais à atuação da distribuidora (APPs); Região com característica de arborização densa; Elevado índice ceráunico e pluviométrico; Extensos trechos de vias terrestres em estado precário de conservação; Existência da região pertencente ao pantanal (maior área alagada do mundo); Precariedade das condições de acesso às regiões mais distantes (PLPT, Universalização); Região sul do estado localizada no polígono dos tornados da América do Sul; Mercado de energia crescente; Malha elétrica bem distribuída com 08 pontos de conexão com transmissoras (04 em RB e 04 em 138 kv). Universo de 96 subestações elétricas; Baixa densidade de consumidores/km de rede; Sistema de telecomunicação e automação com grau satisfatório de abrangência. Cerca de 85 mil pontos monitorados. O conhecimento dos parâmetros técnicos, em conjunto com essas especificidades, permite um melhor entendimento da evolução da Qualidade do Serviço ao longo dos anos e uma visão das questões a serem enfrentadas futuramente pelo planejamento e pela operação dos sistemas de distribuição na região, para atendimento das demandas regulatórias. Para orientar as discussões, o Plano de Recuperação se baseou em informações passadas pelos Interventores, visitas técnicas às áreas de concessão, análise estatísticas dos dados das distribuidoras para ocorrências emergenciais, e levantamento das contribuições encaminhadas 33

34 para a ANEEL por ocasião dos processos de definição dos limites regulatórios para a Qualidade do Serviço dos conjuntos elétricos. Cumpre ressalvar o entendimento que um maior conhecimento futuro, de demais aspectos que afetam os resultados da qualidade na região, a partir do aprofundamento nas causas associadas aos desligamentos de energia, pode favorecer o alinhamento das estratégias empresariais em prol da consecução dos objetivos pretendidos. De modo a avaliar o comportamento dos indicadores de continuidade da Enersul, ao longo dos últimos ciclos de revisões tarifárias, apresentam-se a seguir gráficos com os índices realizados de DEC e FEC, assim como, os limites ANEEL desde o ano de início do 1CRTP (2004). Evolução do DEC na Enersul: comparação entre realizado e limite regulatório ENERSUL DEC ,98 17,62 1 CRTP 17,06 16,35 2 CRTP 3 CRTP ,23 14,99 15,10 14,94 14,49 14,22 13,70 13,28 12,87 12,40 12, ,48 11,10 13,56 13,13 11,98 12,35 10,23 11,97 12,73 12, DEC REALIZADO DEC limite Homolog A avaliação dos resultados do DEC praticado pela Enersul, até o ano de 2012, permite identificar que a distribuidora vem continuamente praticando valores inferiores aos limites regulatórios estabelecidos pela ANEEL. Tem-se ainda, através de uma projeção informada pela empresa, que o ano de 2013 também aponta para o atendimento do limite regulatório. Portanto, é possível concluir que as questões operacionais relacionadas às eventuais dificuldades no atendimento à área de concessão foram devidamente equacionadas, com a empresa posicionada em um patamar ainda favorável em termos de DEC realizado. Nota-se que ao longo dos anos, a margem de segurança entre os valores realizados e seus respectivos limites (que sinalizam a condição adequada para a operação da distribuidora, sem incorrer em transgressão dos indicadores individuais), vem reduzindo gradualmente. Isso 34

35 porque a distribuidora não tem conseguindo melhorar o indicador realizado, que se mantém hoje próximo ao pior resultado visto no histórico (estagnação da Qualidade do Serviço). As taxas de decréscimo constantes na trajetória aplicada pelo Regulador (no 3CRTP de 3,2% a.a. contra 1,29% a.a. e 4,05% a.a. no 1CRTP e 2CRTP, respectivamente) se mostram factíveis para a área de concessão, haja vista que a distribuidora já praticou em 2011, por exemplo, um índice inferior ao exigido para o último ano do 3CRTP. De qualquer forma, a perda da margem de segurança é nítida e deve ser motivo de preocupação por parte da distribuidora, garantindo o encadeamento de ações que permitam no futuro o atendimento de limites mais estreitos. O resultado do FEC apresenta uma condição próxima a do DEC. Tem-se aqui, da mesma forma, uma margem de segurança do realizado em relação aos limites regulatórios, que vem reduzindo ao longo dos anos, com uma velocidade maior, mas, em condição ainda bastante favorável para a operação pela distribuidora. O realizado de 2004, igual ao de 2012, e previsto para 2013, também suscita uma perspectiva de estagnação da evolução da Qualidade do Serviço na Enersul. Evolução do FEC na Enersul: comparação entre realizado e limite regulatório ENERSUL FEC ,42 15,17 1 CRTP 14,62 14,48 13,66 13,31 12,86 2 CRTP 12,44 12,00 11,46 11,10 10,47 3 CRTP 9,78 9,23 8, ,03 9,16 10,46 9,27 7,80 9,09 7,16 8,34 8,08 7, FEC REALIZADO FEC limite homolog. No FEC, a trajetória de limites regulatórios do período referente ao 3CRTP se apresenta com uma taxa superior à exigência estabelecida nos demais ciclos, como resultado do modelo estatístico da ANEEL. Observa-se uma taxa média de redução de 6,04% a.a (contra 2,16% a.a. e 3,68% a.a. no 1CRTP e 2CRTP, respectivamente). 35

36 Em relação à estagnação dos indicadores de continuidade na área de concessão, há de se pontuar o entendimento que, além das dificuldades recentes vivenciadas pela empresa, existem condições que atuaram de forma determinante para que isso ocorresse: Aumento da severidade de eventos climáticos; Dificuldades de mobilidade nos centros urbanos; Redução da relação nº de clientes/km de rede (Universalização/PLPT); Eventos no SIN (apagões/apaguinhos); Ampliação da capacidade de atendimento das distribuidoras favorecendo o reporte das ocorrências (melhoria da qualidade do atendimento comercial e telefônico, agências); Telemetria e sensoriamento (identificação imediata dos desligamentos em alimentadores/clientes); Introdução do GIS (cálculo mais acurado dos indicadores de continuidade); e Limitações no expurgo de ocorrências. Portanto, sob outra ótica, mais correta do ponto de vista da operação do sistema de distribuição, a estagnação dos indicadores pode ser entendida como o resultado do esforço da distribuidora para que a Qualidade do Serviço não deteriorasse ainda mais, frente inúmeras condições adversas surgidas na última década. Dessa forma, retira-se da análise do histórico a visão meramente depreciativa dos esforços despendidos pela concessionária, abrindo espaço para uma perspectiva que contempla questões mais amplas associadas ao tema. Em termos da Qualidade do Serviço, pode-se observar que a distribuidora alcançou resultados no atendimento à área de concessão dentro dos limites regulatórios estipulados e deve seguir melhorando continuamente seus indicadores, de forma a preservar a margem de segurança dos limites regulatórios futuros, identificando as ações corretas que lhe permitam superar eventuais passivos gerados pelas condições adversas dos últimos anos. Análise de Evolução da Qualidade do Produto O processo de análise das condições da Enersul amplia-se por meio da avaliação da performance da empresa no quesito Qualidade do Produto, ofertado aos consumidores de acordo com o estabelecido na Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST. O estudo, no entanto, atem-se às condições relacionadas aos indicadores de conformidade de tensão (nível de 36

37 tensão em regime permanente), por meio da avaliação do DRPE e DRCE da distribuidora, bem como, dos montantes pagos por violações dos limites de DRP e DRC dos consumidores. Nesse sentido, o universo da análise compreende o período iniciado em 2003, quando a ANEEL passou a receber os dados das medições amostrais de tensão das distribuidoras brasileiras, momento em que se propunha, com esta ação, o aperfeiçoamento das disposições relativas ao controle dos níveis de tensão em regime permanente, para reforçar a atuação preventiva do regulamento, até o ano corrente. Não cabendo neste momento detalhar a forma tampouco a metodologia do cálculo, o gráfico a seguir ilustra o resultado dos indicadores DRP E e DRC E (realizado) da Enersul ao longo do período informado, contrastando com os limites regulatórios (DRC M e DRP M ): Resultados dos indicadores da Qualidade do Produto na Enersul ENERSUL DRP E e DRC E 6% 5,35% 5,46% 5,29% 5% 4% 3% 3,93% 2,54% 4,03% 2,29% 2,45% 3,06% 3,50% 3,90% 2% 1% 0% 1,07% 0,00% 0,02% 0,18% 0,09% 0,19% 0,20% 0,24% 0,21% 0,03% 0,02% DRCE DRPE DRCM DRPM Observa-se que o DRP E da Enersul tem se situado acima do limite regulatório desde o ano de Tem-se um resultado em 2013 (referente aos dois primeiros trimestres do ano) próximo do pior observado no período de análise. O DRC E, no entanto, possui um comportamento de atendimento dos limites padrões. Ambos, apesar do resultado indicado do DRP E, ainda são entendidos pela distribuidora como uma condição que pode ser devidamente trabalhada na área de concessão, em busca da reversão da tendência verificada de violação. 37

38 (b) Compensações Pagas Indicadores de Continuidade Individuais Após análise que envolve os resultados e limites de indicadores de continuidade coletivos (DEC e FEC), é importante uma avaliação dos indicadores de continuidade individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI), dada a correlação natural entre essas instâncias da regulamentação da Qualidade do Serviço. Nesse âmbito, a avaliação recai sobre os resultados históricos de compensações pagas aos consumidores, propiciando informações sobre o desempenho da empresa e a realização de projeções para os próximos anos, considerando todas as condições e características que envolvem a empresa, sejam elas inerentes aos processos da qualidade e a metodologia, sejam elas motivadas pela condição atual da Enersul. Dessa forma, apresenta-se a seguir o desempenho da distribuidora quanto ao pagamento de compensações ao longo dos últimos anos. Evolução dos pagamentos de compensações por violação dos indicadores individuais ENERSUL QTDE COMPENSAÇÕES (mil) COMPENSAÇÃO (R$) mil A elevação superior a 40% em 2012, comparativamente ao ano anterior, demonstra um comprometimento de Parcela B da distribuidora com o pagamento de compensações aos seus consumidores relativamente altas em termos setoriais (1,06%). 38

39 Ranking do comprometimento da Parcela B com compensações DISTRIBUIDORA Compensação/ Parcela B Ordem Posição CELPA 9,51% 1 CEMAT 3,67% 2 CEB-DIS 3,00% 3 CELTINS 2,98% 4 1º CEEE-D 2,70% 5 AES-SUL 2,56% 6 CELPE 1,37% 7 CEMIG-D 1,22% 8 ELETROPAULO 1,11% 9 ENERSUL 1,06% 10 EEB 1,01% 11 2º ELEKTRO 0,92% 12 ESE 0,72% 13 CELESC-DIS 0,67% 14 EPB 0,61% 15 COPEL-DIS 0,57% 16 ENF 0,56% 17 EMG 0,55% 18 3º BANDEIRANTE 0,51% 19 COSERN 0,50% 20 CAIUÁ-D 0,43% 21 CNEE 0,38% 22 CPFL-Paulista 0,38% 23 COELCE 0,27% 24 CPFL- Piratininga 0,24% 25 4º EBO 0,21% 26 EDEVP 0,17% 27 CFLO 0,10% 28 Ressalta-se que o ranking setorial foi construído considerando a Parcela B atual e as compensações pagas pelas distribuidoras em É possível perceber que a Enersul não está passando incólume pela perda da margem de segurança (diferença entre os limites regulatórios e o realizado). Os pagamentos de compensações aos clientes assumiram patamares elevados, afetando os resultados operacionais da concessão. O desafio da Enersul para os próximos anos é continuar operando dentro dos limites regulatórios, mas contornando as questões operacionais que estão provocando o comprometimento da Parcela B, cada vez maior. A estratégia empresarial, portanto, nesse caso, deve estar atenta a essa necessidade de garantir a observação na área de concessão das tabelas de indicadores individuais do PRODIST, para além de um mero atendimento dos indicadores DEC e FEC. 39

40 Indicadores de Conformidade de Tensão Como consequência dos índices de conformidade de tensão apresentados, tem-se um dispêndio relativo às compensações individuais pagas aos consumidores - por força da violação dos limites individuais de DRP e DRC, seja ela originada em processos amostrais ou por solicitação dos próprios consumidores - pouco expressivo considerando-se o porte da empresa e de sua extensa área de concessão. Compensações por violações na Qualidade do Produto R$ 80,00 ENERSUL R$ 70,00 R$ 60,00 R$ 50,00 R$ 40,00 R$ 30,00 70,038 R$ 20,00 R$ 10,00 31,710 16,536 R$ Valor de compensações (R$/mil) Apesar do resultado de 2012 indicar elevação do montante compensado, o cenário ainda se mostra em condição favorável na área de concessão da empresa, dado os resultados observados nos anos anteriores, que indicam possibilidade real de melhoria dos resultados futuros. Dessa forma, o resultado não se mostra assim um problema para a empresa no atendimento ao mercado consumidor. Tal conclusão é reforçada pelo resultado do indicador DRCE (destacado anteriormente), que apresenta um comportamento adequado e também através das análises que consideram a performance de distribuidoras similares à Enersul como forma de comparação. 40

41 R$ 1.200,00 Compensações por conformidade de tensão: comparativo setorial Compensações por conformidade do nível de tensão (R$/mil) R$ 1.000,00 987,82 R$ 800,00 720,92 R$ 600,00 R$ 400,00 R$ 200,00 R$ - 385,29 184,54 156,25 104,95 60,35 31,71 16,54 230,72 154,00 111,49 70,04 54, ENERSUL CEMAT CELG-D COPEL-DIS ELEKTRO CEB-DIS CHESP 403,56 Obtém-se na análise do gráfico, um comportamento de distribuidoras similares em termos de pagamentos de compensações, em montantes superiores ao que é atualmente praticado pela Enersul. Importante citar que as empresas adotadas como comparáveis à Enersul foram definidas a partir da análise de trabalhos realizados pela própria ANEEL, relativos aos processos de revisão tarifária da distribuidora. Nestes, há comparações com as mesmas empresas aqui elencadas. Deve-se aqui ressaltar que as conclusões e análises indicadas estão baseadas em um cenário atual da regulamentação relativa à gestão da tensão em regime permanente. Obviamente a Enersul deve ser inserida, tal qual as demais que não vivem este movimento de recuperação judicial, nas discussões e variações que o regulamento poderá imputar com base nos resultados da Audiência Pública 093/2013. Audiência esta que pode trazer alterações expressivas para o cenário atual deste tema. (c) Sanções Regulatórias Em relação aos processos punitivos de caráter administrativo, a distribuidora possui: (i) (ii) (iii) Termos de Notificação anteriores à intervenção e sem decisão por parte das Agências Reguladoras; Termos de Notificação emitidos durante o período de intervenção com caráter orientativo e /ou determinativo como disposto no Despacho 1.493/2013; e Autos de Infração com exigibilidade suspensa. Nas tabelas seguintes apresentamos os Autos de Infração e Termos de Notificação citados acima, com destaque para tabela com os Autos de Infração que tramitam na esfera judicial. 41

42 AUTOS DE INFRAÇÃO nº Tema Auto de Infração Penalidade Inicial (R$) Penalidade pós Recurso (R$) Situação 1 Indicadores de Continuidade 001/ , ,88 Ação Judicial 2 Universalização 004/2009-DNF , ,20 ANEEL 3 Universalização 007/2010-DNF , ,03 Agência Estadual 4 Comercial e Técnico 002/2013-DNF , ,29 ANEEL 5 Inconsistência no RIT 07/2013-SFF , ,10 ANEEL 6 Inadimplência Encargos Setoriais 084/ , ,00 ANEEL 42

43 TERMOS DE NOTIFICAÇÃO nº Termo de Notificação Tema /2013 AGEPAN - SFE /2013 AGEPAN SFE / SFF /2013 AGEPAN SFE /2013 AGEPAN SFE 6 038/2012/AGEPAN 7 048/2012 DNF 8 049/2012 AGEPAN Fiscalização de gestão de qualidade de energia. Não conformidades apontadas: descumprimento de prazos estabelecidos para informar ao consumidor da realização de medição de tensão, com a antecedência necessária, de modo a preservar seu direito de acompanhar a instalação do equipamento de medição; descumprimento do prazo estabelecido para a entrega de correspondência/laudo técnico ao consumidor, com resultado da primeira medição e informação de prazo máximo para regularização; descumprimento do prazo máximo estabelecido para a regularização da tensão de atendimento, relativo ao indicador DRP; descumprimento do prazo máximo estabelecido para a regularização da tensão de atendimento, relativo ao indicador DRC; descumprimento do prazo estabelecido para entrega da correspondência ao consumidor com resultado da medição final comprovando a regularização do nível de tensão; verificação da apuração dos indicadores DEC e FEC. Fiscalização: período de abril/2012. Não conformidades apontadas: verificar a conformidade dos índices de qualidade de atendimento telefônico (INS, IAb e ICO);descumprimento de meta estabelecida, referente ao Índice de Chamadas Ocupadas ICO do Mês de abril/2012. Não conformidades apontadas: verificar a correta aplicação dos procedimentos de regulação tarifária, para a determinação da base de remuneração regulatória visando subsidiar a revisão tarifária periódica da concessionária. Constatações integrantes do relatório de fiscalização nº 02/2013 SFF, referente às não conformidades NC1 a NC13 e determinações D1 a D13, relativas a desconformidades na metodologia contábil para atualização de valores, cálculo de depreciação, baixas de ativos, divergência de controles contábil e de engenharia, determinação de valores de equipamentos, diferença de quantitativos, imobilização indevida de condutores, imobilização de ativos com unidade de medida equivocada, conciliação físicocontábil de medidores, verificação de ativos em duplicidade nas bases blindada e incremental, bens presentes no almoxarifado em operação, inconsistências na contabilização de obrigações especiais, entre outros. Não conformidades apontadas: verificar questões pertinentes à Ação Civil Pública nº , ajuizada pelo MPE, referente à qualidade do fornecimento de energia e atendimento comercial no município de Nioaque (MS). Os fatos apurados pela Equipe de Fiscalização, realizada nessa empresa, no período de 10 a , estão descritos no Relatório de Fiscalização 09/ /2013, incluindo ausência de motivação de determinadas falhas do sistema, falta de credenciamento de oficinas ou disponibilização de alternativas ao consumidor, para fins de ressarcimento de danos por falha na rede elétrica. Fiscalização: período de janeiro a dezembro de diferença mensal de receita (DMR) em virtude da introdução de critérios unificados para concessão de descontos para unidades consumidoras integrantes da Subclasse Residencial Baixa Renda. Não conformidades apontadas: no período de a , estão descritos no Relatório de Fiscalização 09/ /2013, envolvendo divergência no enquadramento de unidades consumidoras como aptas a receber descontos tarifários, e diferenças no cálculo do DMR. Não conformidades apontadas: verificar o cumprimento de regras de qualidade de serviço e qualidade de energia elétrica, especialmente no que se refere ao processo de coleta de dados e de apuração de indicadores de continuidade individuais e coletivos, bem como realização de compensações financeiras devidas a consumidores. Na fiscalização realizada nessa concessionária, no período de a , foram constatados procedimentos que não estão em conformidade com a legislação do Setor Elétrico. Os fatos apurados pela equipe de fiscalização da AGEPAN, através da Diretoria de Normatização e Fiscalização DNF, estão detalhados no Relatório de Fiscalização RF 09/ /2012, incluindo incompatibilidade entre informações de duração de ocorrências nos sistemas da ENERSUL, expurgos indevidos por dia crítico em ocorrências no ano de 2011, não cumprimento de prazo para aviso de interrupções programadas, não cumprimento de critérios para aplicação de compensações. Fiscalização: período de janeiro a dezembro de diferença mensal de receita (DMR) em virtude da introdução de critérios unificados para concessão de descontos para unidades consumidoras integrantes da Subclasse Residencial Baixa Renda. Na fiscalização realizada nessa concessionária, no período de 16 de agosto a 12 de novembro de 2012, foram constatados procedimentos que não estão em conformidade com a legislação do Setor Elétrico. Os fatos apurados pela equipe de fiscalização da AGEPAN, através da Diretoria de Normatização e Fiscalização DNF, estão detalhados no Relatório de Fiscalização RF 09/ /2012, envolvendo não observância de metodologia estabelecida para calcular a diferença mensal de receita. Divergência no enquadramento de unidades consumidoras como aptas a receber descontos tarifários, e diferenças no cálculo do DMR. Na fiscalização realizada nessa concessionária, no período de a , foram constatados o não cumprimento do prazo estabelecido para religação de urgência de unidade consumidora localizada em área rural; suspenção indevida do fornecimentos de energia; não registro no relatório de aferição a informação dos índices de classe dos medidores; descumprimento de regulamentação referente à cobrança de fatura de consumidor /2012 SFF /2007/CATENE/DNF /2007/CATENE/DNF Fiscalização: período setembro/2012. Não conformidades apontadas: disponibilização de pastas de obras incompletas; inconsistências de ativo imobilizado em serviço; erros de parametrização de sistema de controle na gestão de ativos da concessionária; imobilização de equipamentos gerais de baixo valor; condutores imobilizados indevidamente; classificação incorreta de contas contábeis; erro de cálculo de depreciação; inconsistência no arquivo de baixas fornecido pela concessionária; componentes menores de manutenção imobilizados como investimento; atraso e falta de entrega de documentos à fiscalização. Fiscalização: período de a Não conformidades apontadas: foram constatados procedimentos que não estão em conformidade com a legislação do setor elétrico e com o contrato de concessão. Os fatos apurados pela AGEPAN/ANEEL estão detalhados no Relatório de Fiscalização RF COM 09/ /2007. Procedimentos em não conformidade com a legislação do setor elétrico e com o contrato de concessão, conforme Relatório de Fiscalização RF ENERSUL 09/ /2007 DNF /2012 SFF Constatação integrante do Relatório de Fiscalização No 167/2012 SFIF, referente a não conformidade NC /2008 SFF Constatações integrantes do relatório de fiscalização No 248/2008 SFF, referentes às não conformidades NC1 a NC8 e determinações D1 a D6. 43

44 Dentre as sanções regulatórias impostas pela ANEEL à empresa, destaca-se o Auto de Infração nº 084/ que resultou em multa de R$ 5,2 milhões, reduzida para R$ 2,6 milhões (valor histórico) após acolhimento pela Agência de Recurso apresentado pela distribuidora decorrente da inadimplência da distribuidora no pagamento dos encargos setoriais. Inadimplência esta originada na situação econômico-financeira da concessão que resultou em processo de intervenção e na necessidade da apresentação do presente plano de recuperação. (d) Perdas de energia As perdas de energia na Enersul se encontram entre os maiores patamares do setor, conforme mostra o gráfico abaixo que, com base nas informações extraídas da ABRADEE para o ano de Trata-se da maior perda total entre as empresas do Grupo REDE. É visível ao longo dos anos o esforço no combate as perdas, especialmente as não técnicas, e consequente diminuição. Prova disso é a própria tendência de diminuição das perdas que a empresa mostra desde 2008, ilustrado no gráfico abaixo. 44

45 A trajetória de perda total da concessionária foi impactada pela redução da perda técnica no segmento de alta tensão (AT), conforme pode ser observado a seguir. O intercâmbio SE-S, com obras relevantes em novos pontos de suprimento concluído 2009, contribuiu com uma redução de 1,64 pontos percentuais na Perda Técnica, no período de 2009 a Em 2012 a Perda Técnica teve uma nova redução, desta vez influenciada pela interligação SE Chapadão (ICG) 230/138 kv com o sistema da Enersul, através do seccionamento da LT 138 kv Chapadão Sul Cassilândia e abertura da LT 138 kv Cassilândia Paranaíba, concluída em maio de

46 A perda não técnica sobre o mercado de baixa tensão (Perda BT), entretanto, vem apresentando valores acima do Limite Regulatório estabelecido para o Terceiro Ciclo de Revisão (3CRT) Tarifário, apesar dos esforços que a empresa vêm realizando. O gráfico a seguir apresenta a trajetória da Perda BT, onde observa-se que o valor apurado em junho de 2013 apesar da expressiva redução desde está 3,99 pontos percentuais acima do limite estabelecido (7,14%). A figura seguinte apresenta a perda total na média e baixa tensão, segmentada por regional, onde se observa que a região Campo Grande responde por 45% das perdas, seguido de Dourados com 11%. 46

47 Na Enersul há uma gerência responsável pela gestão das ações de combate às Perdas Não Técnica, que está ligada à superintendência comercial. Nesta gerência há duas coordenações, sendo uma de Planejamento e outra de Medição. Atualmente existem 128 equipes de fiscalização, distribuídas conforme apresentado na ilustração a seguir. Esta estrutura dedicada visa aumentar o esforço operacional no o combate às perdas na área de concessão. Recentemente a empresa reforçou esta estrutura e adotou ferramental informatizado mais atualizado para ajudar nas ações de planejamento. Como já enfatizado, apesar do enorme esforço no combate as perdas, especialmente nos últimos anos, a Enersul ainda se encontra em patamar de perda acima do real, como é ilustrado no gráfico a seguir, referente ao período do 2º ciclo revisional. 47

48 Perda Real versus Regulatória 24,6% 24,5% 23,5% 22,4% 20,9% 19,1% 18,5% 17,8% 17,1% 16,5% Perda Global (Homologada) Perda Real Ao longo do processo de revisão tarifária a Enersul apresentou as dificuldades de se atingir o patamar regulatório de perdas, e a enorme perda de receita decorrente deste patamar, uma vez que mesmo com alto esforço ao longo dos últimos anos a aderência regulatória ainda permanece distante. Esta situação se agrava com a nova trajetória de perdas homologada no 3CRTP. A Enersul protocolou recurso administrativo contra o patamar regulatório homologado, e no capítulo 5 e na seção 9.02 deste documento abordaremos esta questão. Efetivamente a não cobertura dos custos com perdas de energia é um problema que afeta a concessão em virtude do não repasse para as tarifas do patamar real de perdas. Este descasamento entre a perda regulatória e a perda real retirará cerca de R$ 59 milhões da concessão até o final do ciclo tarifário atual, pelo não repasse tarifário. Esta receita poderia estar sendo aplicada no próprio combate a perdas e em investimentos mais produtivos para a distribuidora. (e) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Consumidores As Resoluções Normativas 365/09, 368/09 e 488/12 estabeleceram prazos para restituições de antecipações para as obras executadas por consumidores utilizadas para o atendimento à universalização. Sendo estes, em resumo: Resolução Normativa 365/ prazo de 26/06/2009, para restituição dos valores antecipados pelos consumidores, para as obras executadas no período de 01/01/2004 a 31/12/2008; 48

49 Resolução Normativa 368/ prazo de 31/12/2009, para restituição dos valores das antecipações de obras executadas no período de 30/04/2003 a 11/11/2003; Resolução Normativa 488/ prazo de 20/10/2012, para restituição das antecipações relacionadas às obras executadas no período de 01/01/2009 a 11/07/2011 e prazo limite da universalização da distribuidora para restituição das antecipações para as obras executadas a partir de 12/07/2011 e obras com valores acima de 03 (três) vezes o custo unitário do Programa Luz para Todos - PLPT. Está em curso Ação Judicial impetrada pela Enersul requerendo que a ANEEL se abstenha de exigir tais restituições enquanto não tiver decorrido o prazo de conclusão dos programas de universalização de atendimento da distribuidora, assim como que a ANEEL se abstenha de exigir o reembolso de quantias antecipadas por seus usuários de energia elétrica no período entre a para construção de rede elétrica que não atenda às características de fornecimento e consumo estabelecidas pela Lei /02 (art. 14, incisos I e II) 7. Em , a AGEPAN notificou a empresa por meio do Termo de Notificação nº 024, a respeito da fórmula de cálculo aplicada pela empresa na atualização de valores já restituídos aos consumidores. Segundo valores apurados e provisionados em balanço, relativos à , a distribuidora possui valor montante aproximado de R$ 80 milhões para restituição aos consumidores por antecipação de obras nos termos das Resoluções 365/2009, 368/2009, 488/2012, estando inclusos os valores a vencer para restituição das antecipações para as obras executadas a partir de 12/07/2011 e obras com valores acima de 03 (três) vezes o custo unitário do PLPT, além de diferenças a pagar em processos já restituídos, em razão do disposto no TN 024/2012. Conforme ressaltado pelo próprio Interventor, este tema está muito politizado no estado de Mato Grosso do Sul, tendo sido, inclusive, objeto de questionamentos e esclarecimentos prestados pela distribuidora à Comissão de Finanças e Tributação da Câmara dos Deputados 7 Art. 14. No estabelecimento das metas de universalização do uso da energia elétrica, a Aneel fixará, para cada concessionária e permissionária de serviço público de distribuição de energia elétrica: I - áreas, progressivamente crescentes, em torno das redes de distribuição, no interior das quais o atendimento em tensão inferior a 2,3kV, ainda que necessária a extensão de rede primária de tensão inferior ou igual a 138kV, e carga instalada na unidade consumidora de até 50kW, será sem ônus de qualquer espécie para o solicitante que possuir característica de enquadramento no Grupo B, excetuado o subgrupo iluminação pública, e que ainda não for atendido com energia elétrica pela distribuidora local; (Redação dada pela Lei nº , de ) II - áreas, progressivamente decrescentes, no interior das quais o atendimento em tensão inferior a 2,3kV, ainda que necessária a extensão de rede primária de tensão inferior ou igual a 138kV, e carga instalada na unidade consumidora de até 50kW, poderá ser diferido pela concessionária ou permissionária para horizontes temporais preestabelecidos pela ANEEL, quando o solicitante do serviço, que possuir característica de enquadramento no Grupo B, excetuado o subgrupo iluminação pública, e que ainda não for atendido com energia elétrica pela distribuidora local, será atendido sem ônus de qualquer espécie. (Redação dada pela Lei nº , de ) 49

50 no dia 11 de setembro de Por essa razão, conforme informação do Interventor, está em curso uma rigorosa auditoria nos controles destes processos de ressarcimentos da distribuidora, com previsão de conclusão no dia 30 de setembro de Após os resultados dessa auditoria, se terá conhecimento apurado sobre o efetivo valor deste passivo. (f) Nível Tarifário O Contrato de Concessão nº 01/97, que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Empresa de Energia Elétrica de Mato Grosso do Sul (Enersul), definiu a data de 08 de abril de 2013 para a realização da terceira revisão tarifária periódica. As tarifas da Enersul ficaram, em média, reposicionadas em -4,00% (quatro por cento negativos), sendo -6,93% (seis vírgula noventa e três por cento negativos) referentes ao reposicionamento tarifário econômico e 2,93% (dois vírgula noventa e três por cento) relativos aos componentes financeiros pertinentes. A seguir mostra a atual composição da tarifa média da Enersul: Composição Tarifa Média 38% 62% Parcela B Parcela A Tarifa Média Ressalta-se que não se encontram refletidos na composição da tarifa média os impostos ICMS e PIS/COFINS. Observa-se que a Parcela A responde pela maior parte da tarifa média. A seguir apresentamos a composição da Parcela A. 50

51 Composição Parcela A 82% 7% Transporte Energia Encargos 10% Parcela A Dentre as componentes da Parcela A, a maior representatividade é da compra de energia, seguida pelos encargos setoriais. No caso da compra de energia, a maior representatividade são dos contratos bilaterais e de energia regulada (CCEARs de energia velha e nova) e Itaipu, que somam 74% da carteira, como mostrado abaixo. Composição Compra de Energia (R$) 15% 4% 7% Cotas Energia Renovada Cota Angra 21% Geração Própria 53% Compra de Energia (R$) Itaipu Bilaterais CCEAR No transporte quase a totalidade (91%) é oriunda de custos atrelados à rede básica e transporte de Itaipu. 51

52 Composição Transporte 76% 9% Uso do sistema de distribuição Rede Básica Transporte de Itaipu 15% Transporte Em relação aos encargos setoriais, o destaque fica por conta da Taxa de Fiscalização, dos encargos de segurança do sistema (ESS, de energia de reserva (EER) e Proinfa, que representam 64%. O ESS e o EER estão diretamente atrelados ao despacho térmico de reserva e base e pode variar ano a ano, dependendo das condições dos reservatórios das hidroelétricas. Composição Encargos 33% 16% 0% ONS P&D e PEE Proinfa 4% 16% 31% Encargos ESS/EER CDE Taxa de Fiscalização Por fim, destaca-se a composição da Parcela B da Enersul, onde a maior parte é formada pelos custos operacionais. Ressalta-se que a capacidade de caixa regulatório (EBITDA regulatório) representa 39% (24% de remuneração e 15% de reintegração). 52

53 Composição Parcela B 15% 6% Anuidades AIS não Elétrico Reintegração 1% 24% Remuneração 54% Receitas Irrecuperáveis Custos Operacionais Parcela B 3ª Revisão Tarifária Periódica A terceira revisão tarifária da Enersul, ocorrida em abril de 2013, definiu o valor de Parcela B (antes da incidência de penalização por descumprimento de investimentos do Fator X do 2º ciclo e do fator de Produtividade) de R$ 508,4 milhões, como mostrado a seguir. Custos Operacionais R$ Mil Custos Operacionais Receitas Irrecuperáveis - Encargos Setoriais Demais Receitas Irrecuperáveis Remuneração do Capital (RC) Quota de Reintegração Regulatória (QRR) Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI) Total EBITDA Regulatório O fluxo de caixa regulatório (EBITDA Regulatório) homologado é de R$ 198,4 milhões, fluxo este que visa remunerar o capital empregado e dar sustentabilidade a reposição e expansão dos investimentos. Como já destacado, o custo operacional é o item de maior representatividade da Parcela B. O custo operacional regulatório homologado, de R$ 273,2 milhões, foi fruto da composição da variação do produto e dos indicadores financeiros (IGP-M e IPCA), a seguir apresentados. 53

54 Vetores Custos Operacionais Varia o total do roduto ( ) - R a 3 R 22,1% Variação anual do produto 6,2% Índice de Produtividade do OPEX 0,8% Variação IPCA 23,8% Variação IGPM 26,6% O produto (km redes, unidades consumidoras e mercado) variou entre o 2º e 3º ciclo 22,1 % o que representa uma variação anual de 6,2%. O IPCA e o IGP-M variaram, respectivamente, 23,8% e 26,6%. Esses parâmetros ensejaram no custo operacional homologado. A seguir seguem as produtividades técnica (Fator Pd) e de trajetória de custos (Fator T) homologada para a Enersul para o 3º ciclo. Fator X % aa Fator Pd 1,45% Fator T 0,32% Quanto a Base de Remuneração, abaixo apresentada,observa-se que 19% do valor novo de reposição (VNR) é oriundo de ativos de terceiros (doações ou Obrigações Especiais OE) e 20% são ativos totalmente depreciados. O resultado é que 39% dos ativos da Enersul não recebem remuneração, tampouco depreciação. A Base de Remuneração Líquida (BRRl) representa 36% do VNR. 54

55 Base de Remuneração R$ Mil Valor Novo de Reposição (VNR) Obrigações Especiais (OE) Bens totalmente depreciados (DEPR) OE / VNR 19% DEPR / VNR 20% Base de Remuneração Bruta (BBRb) Base de Remuneração Líquida (BBRl) BRRl / VNR 36% Remuneração do Capital Taxa de Remuneração Efetiva (%) 10,8% Reinteração do Capital Taxa de Reintegração Efetiva (%) 3,8% A taxa de reintegração (ou depreciação) homologada foi de 3,8%, enquanto que a taxa de remuneração efetiva foi de 10,8%. O WACC regulatório homologado no 3º ciclo de revisão foi de 11,36%. A diferença entre o WACC regulatório e a taxa de remuneração efetiva (10,8%) explica-se pela remuneração de ativos oriundos de recursos da RGR (1,65% para investimentos no PLPT e 3,62% para demais ativos). (g) Compra de Energia O suprimento de energia para a distribuidora é realizado por meio de CCEARs de Energia Nova e Energia Existente, Cotas de Garantia Física, Quota de Itaipu, Quota do Proinfa, Quotas de Angra I e II e Contratos Bilaterais. Para os anos de 2013 e 2014, destaca-se o recebimento de CCEARs de energia nova oriundos da CEMAT, que representaram acréscimo de 62,909 MWmed em 2013 e de 41,113 MWmed em Estas ações minimizaram a subcontratação vislumbrada para Enersul para esses anos. Em termos de contratação de energia, merece destaque o resultado da Chamada Pública para compra de Geração Distribuida, realizada no último dia 18 de setembro, na qual foram adquiridos 23 MWmed para o período de dezembro de 2013 a dezembro de 2021, recentemente incorporada ao portfólio de compra de energia da empresa. O preço médio atual de compra de energia da Enersul é igual a R$ 117,00/MWh. 55

56 (h) P&D e PEE Conforme determina a legislação específica, em particular a Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000, as empresas concessionárias de distribuição de energia elétrica devem aplicar um percentual mínimo da receita operacional líquida (ROL) em projetos de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica P&D e em Programas de Eficiência Energética - PEE, segundo regulamentos da Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL. Conforme estabelecido no Manual do P&D o objetivo dos projetos é promover e viabilizar o ciclo completo da cadeia da inovação, incentivando a associação de empresas em torno de iniciativas que disponham de escala apropriada para desenvolver conhecimento e transformar boas ideias, experimentos laboratoriais bem sucedidos e qualidade de modelos matemáticos em resultados práticos que melhorem o desempenho das organizações e a vida das pessoas. Os projetos de P&D regulados pela ANEEL são aqueles destinados à capacitação e ao desenvolvimento tecnológico das empresas de energia elétrica, visando à geração de novos processos ou produtos, ou o aprimoramento de suas características. O objetivo do PEE, conforme disposto no Manual editado pela ANEEL, é promover o uso eficiente e racional de energia elétrica em todos os setores da economia por meio de projetos que demonstrem a importância e a viabilidade econômica de ações de combate ao desperdício e de melhoria da eficiência energética de equipamentos, processos e usos finais de energia. Para isso, busca-se maximizar os benefícios públicos da energia economizada e da demanda evitada no âmbito desses programas. A proposta institucional é, portanto, a transformação do mercado de energia elétrica, estimulando o desenvolvimento de novas tecnologias e a criação de hábitos e práticas racionais de uso da energia elétrica. Ambos os programas devem ser gerenciados pela empresa, por meio de uma estrutura própria e de gestão tecnológica. As obrigações legais de investimento em projetos de P&D e programas de Eficiência Energética são constituídas a partir do reconhecimento contábil, pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica, dos itens que compõem a Receita Operacional Líquida - ROL, conforme disposto no disposto no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico MCSE, instituído pela Resolução ANEEL nº 444, de 26 de outubro de 2001, e alterações posteriores. Conforme informações de conhecimento da ANEEL, a empresa Enersul possui o seguinte saldo a aplicar em P&D e PEE, como pode ser avaliado a partir do quadro a seguir: 56

57 Saldo em junho/2013 do P&D e PEE A empresa que acumular, em 31 de dezembro de cada ano, na Conta Contábil de P&D montante superior ao investimento obrigatório dos 24 meses, incluindo o mês de apuração, estará sujeita às penalidades previstas na Resolução Normativa nº 63 de 12 de maio de Da mesma forma, a distribuidora que acumular, em 31 de dezembro de cada ano, na Conta Contábil de Eficiência Energética, montante superior ao investimento obrigatório dos últimos 24 meses, incluindo o mês de apuração, estará também sujeita às penalidades previstas na Resolução Normativa nº 63/2004. (i) Ativo Imobilizado após o 3º ciclo de Revisão Os investimentos da Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S/A adicionados ao Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) após a data de corte do 3º ciclo de revisão tarifária até o mês de junho de 2013 totalizaram R$ 69,5 Milhões, sendo R$ 61,1 Milhões ou 87,9% investidos em Ativos Elétricos e R$ 8,4 Milhões ou 12,1% investidos em Ativos Não Elétricos. Investimentos adicionados ao AIS após data de corte 3º CRTP Investimentos adicionados ao AIS após data de corte 3º CRTP , ,0 12,1% 87,9% 8.412,0 Total Adição AIS Elétricos Não Elétricos Elétricos Não Elétricos Dos investimentos em Ativos Elétricos, ocorreram no período constituição de obrigações especiais superiores ao volume de investimento realizado em ativo elétrico no período, caracterizando que estes investimentos foram adicionados ao AIS em período anterior ao analisado. Da origem dos Recursos de Terceiros, R$ 1,2 Milhões ou 1,8% tiveram origem na 57

58 Universalização do Serv. Público de Energia Elétrica, R$ 7,0 Milhões ou 10,3% tiveram origem na Participação Financeira do Consumidor e R$ 60,0 Milhões ou 87,8% tiveram origem em Demais Participações. Investimentos Elétricos adicionados ao AIS após data de corte 3º CRTP , , ,0 Elétricos Recursos Próprios Recursos Terceiros Elétricos Recursos Próprios Recursos Terceiros Do montante de investimentos em Ativos Elétricos, R$ 9,3 Milhões ou 15,0% foram investidos em Redes de Distribuição de Baixa Tensão, R$ 43,2 Milhões ou 71% foram investidos em Redes de Distribuição de Média Tensão, R$ 4,8 Milhões ou 7,0% foram investidos em SE de Alta Tensão (138Kv) e R$ 2,7 Milhões ou 5,0% foram investidos em aquisição de máquinas e equipamentos. Os demais investimentos em ativos elétricos montam R$ 0,9 Milhões ou 2,0% o total investido em Ativos Elétricos. Investimentos Elétricos adicionados ao AIS após data de corte 3º CRTP ,0 Redes BT ( < 2,3 kv) Redes MT (2,3 kv a 25 kv) Redes AT (69 kv) Redes AT (88 kv a 138 kv) SE MT (primário 30 kv a 44 kv) 9.305,0 0,0 807,0 185,0 512, , ,0 SE AT (primário de 69 kv) SE AT (primário 88 kv a 138 kv) Demais Máq. e Equip. 1 58

59 1% 0% 1% 0% Investimentos Elétricos adicionados ao AIS após data de corte 3º CRTP 7% 5% 71% 15% Redes BT ( < 2,3 kv) Redes MT (2,3 kv a 25 kv) Redes AT (69 kv) Redes AT (88 kv a 138 kv) SE MT (primário 30 kv a 44 kv) SE AT (primário de 69 kv) SE AT (primário 88 kv a 138 kv) Demais Máq. e Equip. Seção 4.03 Jurídico (a) Contingências Cíveis, Trabalhistas e Fiscais Contingências Cíveis e Trabalhistas Avaliando as Notas licati as s nforma ões ontábeis Intermediárias Findas em 30 de unho de 3 (informação principal considerada), e os relatórios de ações judiciais disponibilizados pela Enersul, alcançamos valores de provisão para contingências trabalhistas e cíveis 8, de perda provável, de cerca de R$ 43,6 milhões e R$ 65,5 milhões, respectivamente. As referidas Notas explicativas apontam, ainda, contingências de perda possível nos valores de R$ 222,7 milhões para ações judiciais cíveis e R$ 19,4 milhões para ações trabalhistas. A análise detalhada das ações judiciais da Enersul e as visitas técnicas realizadas sugerem um ajuste adicional nas provisões. Segundo as informações disponibilizadas pela Enersul, existem ações trabalhistas não provisionadas sobre promoções compulsórias ou por mérito, estabelecidas pela Norma Pessoal nº 2012 (NP212); sobre a indenização aos empregados de um salário para cada ano trabalhado a ser pago no momento da rescisão contratual (ACT90), responsabilidade subsidiária decorrente de ações movidas por empregados terceirizados, e pagamento de adicional de periculosidade. Da mesma forma, verificou-se ser insuficiente a provisão fixada para a ação coletiva proposta pelo sindicato dos empregados da Enersul, pleiteando diferenças de horas-extras. 8 Excluídas contingências regulatórias. 59

60 Na área cível foram verificadas ações judiciais pleiteando indenizações por acidentes elétricos e ressarcimento de investimento em expansão de rede (parcela judicial) sem provisão ou com provisionamento insuficiente, sendo certo que a jurisprudência de nossos Tribunais permite dizer, com elevado grau de certeza, que é provável a saída de recursos para a liquidação desses pedidos judiciais (a chance de ocorrer a perda é maior que a chance de não ocorrer a perda). Apurou-se a existência de ação de desapropriação em face da Enersul com valor estimado de perda provável de R$ 25,4 milhões, devidamente provisionados. O exame da sentença de procedência, entretanto, revela um valor total de condenação atualizado de cerca de R$ 49,4 milhões, devendo ser complementada a provisão. A Enersul, finalmente, figura como ré em diversas ações individuais e coletivas pleiteando a devolução em dobro dos valores referentes à revisão tarifária periódica autorizada pela ANEEL no ano de Tendo em vista o processo de devolução das quantias cobradas a mais, via tarifa, a partir do ano de 2008, não se faz necessário reconhecer como provável a integralidade dessa contingência. Não obstante o rigoroso trabalho de revisão e ajuste das provisões efetuado no curso do processo de intervenção, ainda persistem ajustes a serem procedidos no provisionamento da Enersul. A auditoria jurídica independente realizada por Stocche Forbes Padis Filizzola Clapis Advogados, a pedido do Grupo Energisa, com base nos relatórios e demais informações disponibilizadas pela Enersul, bem como em informações e documentos levantados por meio de pesquisa independente, estimou a necessidade de provisões adicionais de R$ 12,8 milhões para processos trabalhistas, totalizando R$ 56,4 milhões de provisões trabalhistas, e R$ 129,7 milhões para processos cíveis, totalizando R$ 195,2 milhões de provisões cíveis. No âmbito da troca indireta do controle acionário da Enersul para a Energisa, estamos considerando que estas provisões serão ajustadas ainda sob a gestão dos Interventores. Contingências Fiscais As Notas licati as e os relatórios de ações judiciais disponibilizados pela Enersul indicam o valor provisionado de R$ 47,5 milhões para contingências fiscais, além de depósitos judiciais no valor de R$ 53,6 milhões. 60

61 A análise detalhada dos relatórios e documentos da Enersul revelou, entretanto, a existência de débitos em aberto, processos administrativos e autos de infração fiscais não provisionados com a exigência de recolhimento de contribuição previdenciária sobre os valores referentes a participação nos lucros dos empregados, bônus pagos a gerentes e outros benefícios trabalhistas, além de glosa de créditos de contribuições PIS e COFINS. A auditoria jurídica independente realizada por Stocche Forbes Padis Filizzola Clapis Advogados, a pedido do Grupo Energisa, com base nos relatórios e demais informações disponibilizadas pela Enersul, bem como em informações e documentos levantados por meio de pesquisa independente, estimou a necessidade de provisonamento adicional no valor de R$ 11,5 milhões, totalizando o valor de R$ 59 milhões para a cobertura das perdas fiscais de caráter provável. No âmbito da troca indireta do controle acionário da Enersul para a Energisa, estamos considerando que estas provisões serão ajustadas ainda sob a gestão dos Interventores. Em resumo, consideradas as questões acima apresentadas, e de acordo com as recomendações da auditoria independente realizada por Stocche Forbes Padis Filizzola Clapis Advogados, os ajustes necessários às provisões cíveis, trabalhistas e fiscais são os seguintes (em R$ milhões): Provisão Atual - Trabalhista Provisão Adicional Total Trabalhista R$ 43,6 R$ 12,8 R$ 56,4 Provisão Atual - Cível Provisão Adicional Total Cível* R$ 65,5 R$ 129,7 R$ 195,2 Provisão Atual - Fiscal Provisão Adicional Total Fiscal R$ 47,5 R$ 11,5 R$ 59 Total Geral R$ 310,6 * Excluídas contingências regulatórias tratadas em outra seção do Plano. 61

62 Seção 4.04 Operacional (a) Caracterização do Ativo A tabela a seguir apresenta as principais características físicas do sistema elétrico da Enersul: Dados Físicos 2013 Extensão de LDAT kv (km) Extensão de LDAT - 69 kv (km) 427 Número de Subestações - AT/MT 51 Número de Subestações - MT (34,5 kv) 45 Capacidade instalada - AT/MT - MVA Capacidade instalada - MT (34,5 kv) - MVA 171 Extensão de MT (km) Extensão de BT (km) Número de transformadores - MT/BT Capacidade instalada - MT/BT - kva Dos quilômetros de linhas de distribuição de alta tensão (LDAT) existentes, 89% estão no nível de tensão 138 kv e o restante em 69 kv. As estruturas instaladas nas LDATs são 51% metálica, 47% de concreto e 2% de madeira. O padrão de isoladores atual é do tipo polimérico, havendo ainda isoladores de vidro instalados no sistema. Em relação à proteção contra descargas atmosféricas, todas as LDATs em 138 kv possuem cabo para-raios, mas nenhuma LDAT em 69 kv possui este recurso. A idade média das LDATs de 138 kv é de 20 anos, sendo 32% dos km com idade acima de 33 anos, conforme observado no gráfico a seguir. 62

63 Em relação às LDATs 69kV, a idade média é de 28 anos, sendo 98,5% dos 427,4 km com idade acima de 33 anos. Com relação às redes de 34,5kV, a característica principal é a configuração radial dos circuitos, com pouca flexibilidade para transferência de cargas. A idade média é de 16,7 anos, sendo 50% dos km com idade acima de 28 anos, conforme observado no gráfico a seguir. Com relação às subestações, são 96 ao total, sendo 45 com nível de tensão primária 138 kv, 6 em 69 kv e 45 em 34,5 kv. Todas as subestações estão automatizadas, com uma boa qualidade dos canais de comunicação. A idade média das subestações é de 20,9 anos, sendo 15 subestações do total (32%) com idade acima de 33 anos (energização entre ), conforme observado no gráfico a seguir. 63

64 Em relação aos transformadores de força, a idade média é de 26 anos, sendo 20 (12%) com idade acima de 40 anos, conforme observado no gráfico a seguir, e que deveriam ser gradualmente retirados de operação nos próximos anos. Existem 9 trafos contaminados com PCB9 (Bifenila Policlorada), sendo 7 em 34,5 kv e 2 em 69 kv. Todos com nível de contaminação entre 50 e 60 ppm. Em relação aos equipamentos de disjunção, verifica-se que a Enersul possui muitos equipamentos com isolamento e meio de extinção à óleo, grande parte deles com vida útil ultrapassada. Esta condição requer um nível de manutenção mais acentuado, o que faz aumentar o custo de manutenção desses ativos. Como exemplo, 90% das chaves de bancos de capacitores 15 kv cerca de 150 chaves possuem isolamento e meio de extinção à óleo. Em relação à Taxa de Falhas dos principais ativos de subestações, o gráfico a seguir apresenta o banco de capacitores como sendo o ativo com a maior taxa. 9 Trata-se de uma substância tóxica persistente, cujo uso deve ser abolido, nos termos da Convenção de Estocolmo, em razão dos danos que pode causar à vida humana e ao meio ambiente. 64

65 Taxa de Falha dos Equipamentos de Subestações (%) Em relação ao sistema de média tensão, a Enersul possui uma vasta quantidade de equipamentos de rede: religador com e sem SSC (Sistema de Supervisão e Controle), chave com operação em carga, regulador de tensão e banco de capacitores. Na Figura abaixo apresenta-se a quantidade de equipamentos nas redes de média tensão da Enersul. Ao final de 2013, projeta-se que a Enersul contará com 483 religadores instalados nas redes de média tensão. Em relação à Taxa de Falhas desses equipamentos especiais de rede, o gráfico abaixo apresenta o religador como sendo o ativo com a maior taxa. 65

66 Taxa de Falhas ENERSUL - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0, Regulador de tensão 0,64 0,066 0,035 0,04 0,028 0,023 0,019 0,047 Religador 0,19 0,117 0,034 0,031 0,032 0,047 0,057 0,12 Banco de capacitor 0,64 0,066 0,053 0,04 0,058 0,065 0,038 0,085 Taxa de Falha dos Equipamentos de Redes de Média Tensão (%) No que se refere à redes protegidas, foi adotado desde 2005 o padrão de rede protegida em média tensão e isolada em baixa tensão, que ao final de 2012 já somava 326 km e km, respectivamente; 0,47% e 16,92% do total das redes de média tensão e baixa tensão, conforme observado no gráfico abaixo. Evolução do km de rede isolada/protegida ( ) (b) Caracterização da Operação Os processos relacionados à operação da distribuição da Enersul estão sobre responsabilidade da Diretoria Operacional que possui a estrutura com 7 gerências e 1 superintendência comercial conforme organograma a seguir: 66

67 DIR OPERAC ASS QUALI SUP COM G. OPERAÇÃO G. PROJ. CONST. G. MANUT. SIST G. PLANEJ SISTEM G. REG. NORTE G. REG. SUL G. REG. CENTRO G. ATEND. COM G. SERV. TEC. COM G. REC. PERDAS G. GRAN CLIENTES G. REL.AC. PP PLAN. OPER PROJETO ANAL. CONT. MANUT QUAL EE PRODIST COORD. AT. NORTE COORD. ARR. INAD. COORD. MEDIÇÃO OPER. SISTEM PLAN. PROJ. PLT MANUT. SE s EFIC ENERG COORD. AT. CENTRO COORD. CAD. LEITUR COORD. PLAN. COMB. PERDAS PROTEÇÃO CADASTRO AUTOM TELEC MEIO AMBIENTE COORD. AT. SUL COORD. FATUR CONST. LT s SE s MANUT LT s PLAN SIST P&D Organograma da Diretorial Operacional A Gerencia de Operação é composta por 3 coordenações: Centro de Operação do Sistema (COS), Centro de Operação da Distribuição (COD) e Proteção. Ver figura a seguir: Gerência de Operação 79 Colaboradores Coordenação do Centro de Operação do Sistema 19 Colaboradores Coordenação do Centro de Operação da Distribuição 51 Colaboradores Coordenação de Proteção, 07 Colaboradores Organograma da Gerencia de Operação A operação do sistema elétrico da Enersul é realizada de forma centralizada através de 1 Centro de Operação localizado em Campo Grande, responsável pelo despacho dos serviços técnicos e comerciais às equipes e controle e supervisão das subestações e equipamentos automatizados. O Centro de Operação conta com um total de 79 funcionários sendo 48 operadores (37 COD e 11 COS). 67

68 Centro de Operação da Distribuição e do Sistema Enersul Embora exista apenas um Centro de Operação, a gestão dos serviços técnicos e comerciais é realizada de forma separada. Os serviços técnicos são despachados pelo COD e COS enquanto os serviços comerciais são despachados por uma equipe específica em sala anexa ao Centro de Operação. Sala da Gerência de Operação Muito embora exista uma única gerência de operação do sistema para a empresa, as equipes de campo, que realizam os serviços de atendimento emergencial e ordens de serviço comerciais, estão ligadas as gerências regionais norte, centro e sul. Desta forma, tem-se tripla governança, pois a gerência de operação do sistema faz a gestão dos serviços técnicos separadas dos serviços comerciais, enquanto que as equipes de campo funcionam de forma regionalizada com subordinação hierárquica local. A força de trabalho da operação destinada à realização dos atendimentos aos serviços técnicos e comerciais é de 580 eletricistas. Com relação à estrutura das equipes de atendimento aos serviços técnicos e comerciais, a Enersul possui 52% da força de trabalho formado por equipes terceirizadas e 48% próprias. 68

69 Estrutura de Equipes Eletricistas Terceirizados; 52% Eletricistas Próprios; 48% Estrutura das Equipes de Atendimento (Próprias x Terceirizadas) Com relação à estrutura das equipes, é importante destacar que a forma de contratação daquelas terceirizadas é por regime de disponibilidade de equipe. Nas estruturas das regionais também estão inseridas as equipes de manutenção e construção de rede de distribuição. As figuras a seguir mostram cada regional e sua estrutura de equipes. Gerência Regional Centro ICRS2 Força de Trabalho Próprio e Terceiro 39 Viaturas Leves Próprias Corguinho 1 Bandeirantes Rochedo Jaraguari 1 1 Terenos 1 Campo Grande Sidrolândia Ribas do Rio Pardo Água Clara 12 Viaturas LV Próprias 1 Viaturas LM Própria 58 Viaturas Leves Terceiro 18 Motos- Corte Simbólico 7 Viaturas Pesada LM Terceiro 3 Viaturas Pesada LV Terceiro Pessoal Próprio: 1 Gerente Regional 2 Coordenadores 2 Analistas 5 Administrativos 21 Técnicos 104 Eletricistas Pessoal Terceiro: 2 Gerente Regional 20 Coordenadores 15 Administrativos 257 Eletricistas RESUMO DOS DADOS FÍSICOS Área (Km2) Nº de Municípios 9 Nº de Clientes Nú 8.499,79 Km de Rede MT 13,8 Kv Protegido 182,96 Subterrâneo 6,54 Nú 6.483,03 Km de Rede MT 34,5 Kv Protegido - Subterrâneo - N de Alimentadores 13,8 Kv 92 N de Linhas 34,5 Kv 16 Nº de transformadores Km de rede MT Km de rede BT Nº de subestações fixas 24 Nº de religadores de rede 140 Nº de reguladores de tensão 29 Nº de bancos capacitores 58 Regional Centro Gerência Regional Norte ICRS1 Força de Trabalho Próprio e Terceiro Sonora 1 1 Pedro Gomes Alcinópolis 1 Costa 1 3 Rica 7 Coxim Rio Verde de Figueirão Mato Grosso 1 Chapadão Corumbá do Sul Ladário Paraiso Cassilândia Rio São Gabriel do Oeste Camapuã Negro 1 Inocência 4 1 Aquidauana Paranaíba 3 Miranda Aparecida do Taboado Dois 56 Viaturas Leves Próprias Bodoquena Irmãos Anastácio 5 1 do Buriti Viaturas LV Próprias Pessoal Terceiro: 1 6 Coordenadores Viaturas LM Própria 19 Administrativos Bonito 6 Técnicos 35 Nioaque Viaturas Leves Terceiro 173 Eletricistas 2 1 Jardim Guia Porto Murtinho 5 8 Lopes Motos- Corte Simbólico Pessoal Próprio: 1 1 Gerente Regional Coordenadores 2 Caracol Bela Vista 3 15 Viaturas Pesada LM Terceiro 2 Administrativos 1 15 Técnicos 3 Viaturas Pesada LV Terceiro 108 Eletricistas RESUMO DOS DADOS FÍSICOS Área (Km2) Nº de Municípios 30 Nº de Clientes Nú ,29 Km de Rede MT 13,8 Kv Protegido 61,85 Subterrâneo 0,03 Nú ,55 Km de Rede MT 34,5 Kv Protegido 0,15 Subterrâneo - N de Alimentadores 13,8 Kv 55 N de Linhas 34,5 Kv 38 Nº de transformadores Km de rede MT Km de rede BT Nº de subestações fixas 30 Nº de religadores de rede 158 Nº de reguladores de tensão 43 Nº de bancos capacitores 58 Regional Norte 69

70 Gerência Regional Sul ICRS3 Força de Trabalho Próprio e Terceiro Nova Alvorada do Sul 2 2 Maracaju Rio Brilhante Nova Bataguassú Andradina Douradina Itaporã Angélica Anaurilândia 12 Antônio João Deodápolis 1 Dourados Ponta Porã Fátima Ivinhema Batayporã 2 2 Vicentina Gl.Dourados Laguna Caarapó N.Horizonte Caarapã Jateí do Sul 1 Taquarussú 1 1 Aral Moreira Juti 1 Naviraí 2 1 Amambai Viaturas Leves Próprias Cel. Itaquiraí 8 Sapucaia Viaturas LV Próprias Viaturas LM Própria Iguatemi 1 Eldorado 47 Tacuru Viaturas Leves Terceiro Paranhos Japorã Motos- Corte Simbólico Sete Quedas 1 Mundo Novo 17 Viaturas Pesada LM Terceiro 4 Viaturas Pesada LV Terceiro Pessoal Próprio: 1 Gerente Regional 5 Coordenadores 1 Engenheiro 9 Administrativos 17 Técnicos 128 Eletricistas Pessoal Terceiro: 2 Gerente Regional 23 Coordenadores 31 Administrativos 1 Técnico 230 Eletricistas RESUMO DOS DADOS FÍSICOS Área (Km2) Nº de Municípios 35 Nº de Clientes Nú ,01 Km de Rede MT 13,8 Kv Protegido 112,87 Subterrâneo 0,61 Nú ,88 Km de Rede MT 34,5 Kv Protegido 0,01 Subterrâneo 5,21 N de Alimentadores 13,8 Kv 78 N de Linhas 34,5 Kv 47 Nº de transformadores Km de rede MT Km de rede BT Nº de subestações fixas 39 Nº de religadores de rede 167 Nº de reguladores de tensão 53 Nº de bancos capacitores 73 Regional Sul A Enersul utiliza sistema PowerOn (GE) para gestão dos serviços técnicos, despacho das ordens de serviço para as equipes de campo por meio de dispositivos móveis e visualização da rede elétrica. Entretanto este sistema não tem uma boa integração com o sistema CS (Sonda-Elucid) para despacho das ordens de serviços comerciais. A Enersul realizou investimentos relevantes em sua rede de telecomunicação nos últimos anos e a cobertura do território é praticamente integral utilizando GPRS, radio VHF e satélite. Evolução do TMA Os indicadores de qualidade do serviço na Enersul, em sua maioria, apresentam resultados satisfatórios ao longo dos últimos anos, porém existe indicador com tendências preocupante com a piora nos ultimo anos que é o TMAE (Tempo Médio de Atendimento a Emergências). Verifica-se a elevação dos TMAE da Enersul no período 2008 até junho de 2013 de 144 para 242 minutos, correspondendo a um aumento de 168% conforme pode ser observado no quadro a seguir. Min. TMAE MAE Evolução 2008 a 2013 T 70

71 Os tempos que compõe o TMAE, TMP (Tempo Médio de Preparação), TMD (Tempo Médio de Deslocamento) e TME (Tempo Médio de Execução) possuem pioras conforme mostra no gráfico a seguir TMAE TMP TMD TME TMA TMAE Segregado Evolução 2008 a 2013 A elevação do TMP está relacionada à estrutura existente do Centro de Operação bem como a gestão dos despachos nos atendimentos emergenciais, que é de tripla governança na Enersul e não unificação dos despachos comerciais e técnicos. Com relação ao TMD, o aumento esta relacionado a distribuição das equipes no território e a não existência das turmas Multifuncionais capazes de realizarem todos os serviços rotineiros de restabelecimento, manutenção leve e serviços comerciais. Evolução da Quantidade de Ocorrências Outro fator que também possui impacto na piora do TMAE ao longo dos últimos anos é o aumento número de ocorrências emergenciais atendidas pelas equipes. Este aumento pode ser verificado através do número de ocorrências emergenciais que apresentou uma elevação de 19% da média mensal de ocorrências no período de 2009 a 2012, conforme quadro a seguir: 71

72 Ocorrências no ANO Média Mensal de Ocorrências ENERSUL - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Com Interrup. Sem Interrup. Nocor Média Mês Quantidade de Ocorrências Evolução 2009 a 2012 Conjuntos Críticos Os indicadores de continuidade (DEC/FEC) realizados em 2012 por conjunto elétrico da empresa apresentam-se na tabela a seguir. 72

73 Índices de Continuidade por Conjunto ENERSUL - ANUAL Nº DE CONJUNTO CÓDIGO CONSUMIDORES DEC APURADO DEC LIMITE FEC APURADO FEC LIMITE ÁGUA CLARA , ,86 15 AMAMBAI , ,17 10 APARECIDA DO TABOADO ,8 7 4,77 8 AQUIDAUANA , ,43 9 BATAGUASSÚ , ,15 14 BONITO , ,16 11 BONITO CEDERB , ,6 39 CAARAPÓ , ,01 12 CAMAPUÃ , ,81 18 CAMPO GRANDE ALMOXARIFADO , ,7 13 CAMPO GRANDE ASSIS SCAFFA ,76 9 6,26 9 CAMPO GRANDE CENTRO ,37 8 3,33 10 CAMPO GRANDE CUIABÁ ,85 9 5,2 9 CAMPO GRANDE INDUSTRIAL , ,77 21 CAMPO GRANDE JOSÉ ABRÃO , ,3 10 CAMPO GRANDE LAGEADO , ,44 12 CAMPO GRANDE MIGUEL COUTO , ,49 13 CASSILÂNDIA ,34 9 2,59 8 CHAPADÃO DO SUL , ,77 20 CORUMBÁ , ,14 11 CORUMBÁ PANTANAL , ,8 66 COSTA RICA , COXIM , ,38 14 CRUZALTINA , DEODÁPOLIS , ,73 9 DOURADOS ALVORADA ,84 8 8,2 9 DOURADOS DAS NAÇÕES ,7 7 8,33 10 DOURADOS MAXWELL ,91 8 6,67 9 ELDORADO , ,67 15 FÁTIMA DO SUL ,41 7 4,43 9 FAZENDA ITAMARATÍ , ,21 12 GLÓRIA DE DOURADOS ,86 8 3,66 8 IGUATEMI , ,89 18 IVINHEMA , ,16 9 JARDIM ,88 13 MARACAJÚ , ,5 11 MIMOSO , ,54 31 MIRANDA , ,01 14 MIRANDA DUQUE ESTRADA , ,02 29 NAVIRAÍ , ,44 10 NOVA AMÉRICA , ,62 18 NOVA ANDRADINA , ,7 10 NOVA ANDRADINA CASA VERDE , ,45 35 PARANAÍBA , ,82 9 PONTA PORÃ ESTORIL ,81 8 5,82 8 PORTO MURTINHO , ,94 9 POSTO OVÍDEO , ,88 27 RIBAS DO RIO PARDO , ,56 21 RIO BRILHANTE , ,35 12 RIO BRILHANTE RURAL , ,43 35 RIO NEGRO , ,4 20 RIO VERDE , ,81 12 ROCHEDO , ,97 21 SÃO GABRIEL D OESTE , ,11 11 SIDROLÂNDIA , ,22 15 SONORA , ,51 35 TERENOS , ,09 20 CONSUMIDORES TOTAL DE CONJUNTOS 57 Os indicadores são passíveis de alterações após fiscalização da ANEEL. DEC/FEC Realizado 2012 por Conjunto (Fonte: Site ANEEL) Analisando a tabela acima, verifica-se que apesar dos indicadores de continuidade consolidados da empresa apresentarem-se abaixo da meta estabelecida pelo órgão regulador, dos 57 conjuntos elétricos existentes na Enersul, 13 tiveram violações anuais de DEC e 6 tiveram violações anuais de FEC. 73

74 Os conjuntos Bonito Cederb, Camapuã, Chapada do Sul, Corumbá Pantanal, Mimoso, Miranda Duque Estrada, Nova América, Nova Andradina Casa Verde, Porto Murtinho, Posto Ovídeo, Rio Brilhante Rural, Rio Negro e Rochedo apresentaram violações anuais de DEC. Já os conjuntos Bonito Cederb, Corumbá Pantanal, Mimoso, Nova Andradina Casa Verde, Posto Ovídeo e Rio Brilhante Rural apresentaram transgressão anual para o indicador FEC. Os gráficos a seguir mostram as causas que mais impactaram no DEC e FEC da Enersul no ano de DEC por causa - ENERSUL ,00 120,00% 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 6,38 33,36% 52,37% 3,64 61,14% 1,68 80,23% 82,75% 83,85% 84,76% 73,46% 77,61% 67,38% 1,19 1,16 0,79 0,50 0,48 0,21 0,17 100,00% 2,92 80,00% 40,00% 0,00% FEC por causa - ENERSUL ,00 120,00% 2,50 100,00% 2,00 1,50 1,00 0,50 2,38 22,19% 37,44% 1,64 48,92% 1,23 56,88% 0,85 62,80% 67,76% 71,70% 74,44% 76,45% 77,54% 0,64 0,53 0,42 0,29 0,21 0,12 2,41 80,00% 40,00% - 0,00% Foi observada durante a visita técnica, uma falta de gestão diária de indicadores de continuidade, pois todos trabalham com acompanhamentos mensais. Outro ponto evidenciado é o não conhecimento da evolução dos indicadores operacionais tanto por operadores, eletricistas, técnicos e engenheiros. Uma gestão voltada para diretrizes, com uso 74

75 de indicadores desdobrado para todos os níveis de gestão é chave para manter um desempenho elevado. Dificuldades de atendimentos relacionados à logística e condições regionais A área de concessão da empresa está contida no Polígono dos Tornados da América do Sul. Essa região se caracteriza por tempestades com ventos de grande velocidade o que afeta diretamente a capacidade de atendimento nos períodos chuvosos. Dentre outros problemas relacionados à operação, destacam-se ainda o altíssimo nível de arborização existente em todas as regiões da Enersul e uma recorrente falta e mão de obra terceirizada para execução dos serviços, conforme mostram as fotografias a seguir. DOURADOS Regional Sul DOURADOS Regional Sul DOURADOS Regional Sul DOURADOS Regional Sul 75

76 PARANAÍBA Regional Norte PARANAÍBA Regional Norte Seguem matérias divulgadas nas mídias locais referentes ao problema que a Enersul enfrenta durante os períodos chuvosos. 1. Chuva forte provoca alagamento em três bairros de Campo Grande: 03/01/ Moradores do Corredor da Servidão reclamam muito e se dizem preocupados: Poste de energia pode cair, disse equipe da Enersul, ao PM Costa, que mora na região - 10/01/

77 3. Árvores caem com a chuva e atingem muro de Escola da Afonso Pena na Capital: 17/01/ Em meio a chuva forte, 21 bairros ficam sem energia na Capital: 17/01/ Chuva derruba 3 árvores em carros e inunda região do Jockey Club: 19/02/

78 6. Forte chuva faz Naviraí decretar situação de emergência: 19 / 03 / Socorro na enchente em Aquidauana ganha reforço da Enersul: 09/04/ Moradores de dez bairros (Campo Grande) tiveram prejuízos com vendaval de domingo: 16/06/

79 9. Vento derrubou 48 árvores e cenário hoje é de telhas e galhos pelas ruas de Campo Grande: 17/06/2013 (c) Caracterização da Manutenção A estrutura da Gerência de Manutenção do Sistema (GMS) é composta por quatro coordenações, conforme o organograma apresentado abaixo. 79

80 01 Gerente 02 Administrativos Gerência de Manutenção do Sistema Coordenação de Automação e Telecomunicações Coordenação de Análise e Controle Coordenação de Manutenção de Subestações Coordenação de Manutenção de Linhas de Transmissão 01 Coordenador 05 Engenheiros 04 Analistas 01 Coordenador 06 Engenheiros 05 Analistas 02 Técnicos 01 Administrativo 01 Coordenador 06 Engenheiros 01 Químico 34 Técnicos 03 eletricistas 02 Analistas 02 Administrativos 01 Coordenador 03 Técnicos 15 Eletricistas 02 Assist. Técnico O planejamento da manutenção é realizado pela Coordenação de Análise e Controle utilizando-se como ferramenta principal o sistema SAP (Módulo de Manutenção). Além disso, esta coordenação é responsável pelo cadastro de equipamentos no sistema GIS, assim como, os controles relacionados às obras realizadas no âmbito da manutenção de subestações e LDAT. A programação de serviços é realizada pelas próprias equipes nos regionais e não há gestão do despacho com dispositivos móveis nas equipes de campo de manutenção. Está em andamento a aquisição de Tablets para equipes de manutenção de Subestações e Smartphones para as equipes de manutenção de Linhas de Distribuição de Alta Tensão. O processo de manutenção de subestações e LDAT baseia-se na filosofia de manutenção preventiva e corretiva, com um baixo uso de técnicas de manutenção centrada na confiabilidade (MCC) e manutenções preditivas. Desta forma, a ênfase de inspeção e manutenção preventiva com base na periodicidade indicada pelos manuais dos equipamentos e inspeções. Verifica-se também que não há uma sistematização de acompanhamento e controle das ocorrências, com estratificação das principais causas e serviços realizados. No entanto, há a medição da taxa de falhas de equipamentos e um acompanhamento sistemático do histórico dos transformadores de força. 80

81 A coordenação de manutenção de subestações responde pela programação e execução dos serviços de inspeção e manutenção dos equipamentos de subestação, dos sistemas de automação/proteção e telecomunicações, e pela conservação das subestações. A estrutura de manutenção de subestações é predominantemente própria, como se pode observar na tabela a seguir. Na manutenção de subestações existem 13 equipes próprias de 02 componentes e 1 equipe terceirizada, lotada em Campo Grande, de 3 componentes. Estrutura de Manutenção de Subestações Item Região Equipes Colaboradores 1 Campo Grande Paranaíba Coxim Corumbá Dourados Jardim Eldorado Nova Andradina 1 2 Total Esta estrutura de equipes formadas por 2 técnicos, proporciona uma boa flexibilidade para o atendimento às subestações, pois tais equipes são multidisciplinares, exercendo atividades de inspeção, manutenção em equipamentos, linha viva e proteção, além de atividades de reparos emergenciais nos sistemas de automação e telecomunicações. É importante salientar que, na necessidade de realizar serviços com linha viva em subestações, há a união de duas equipes para viabilizar tecnicamente o serviço. Esta limitação é minimizada pela baixa demanda de serviços corretivos de linha viva, devido ao padrão de conexões aplicado aos equipamentos de subestações. 81

82 Em relação à limpeza e a conservação das subestações, a Enersul mantém atualmente um contrato por disponibilidade com uma empresa terceirizada, sendo possível observar o bom estado de limpeza e conservação das subestações. Um ponto importante a ser destacado é a existência nas dependências da Enersul de uma oficina operada por uma empresa terceirizada, com equipamentos e materiais da Enersul. A atividade principal é a recuperação de transformadores de distribuição e equipamentos de média tensão avariados (religadores, reguladores de tensão, etc.). A Enersul mantém em funcionamento há cerca de 20 anos, um laboratório de análise de óleo, sob responsabilidade de um Químico próprio. Neste laboratório, são realizadas as análises físico-químicas e cromatográficas de gases, típicas de óleo de transformadores de força. Uma deficiência constatada está relacionada ao tratamento de óleo em transformadores de força, que atualmente é realizada com a utilização de máquina termovácuo antiga, com pouca eficiência. No que se refere à manutenção de LDAT s, a coordenação de manutenção de linhas responde pela programação e execução dos serviços de inspeção e manutenção das LDAT 69 kv e 138 kv. Para tanto, existem 2 turmas que exercem serviços de inspeção, linha viva e linha morta, conforme tabela abaixo. Item Região Colaboradores 1 Campo Grande 9 2 Dourados 8 Total 17 Para serviços de conservação de LDAT s, os contratos com empresas terceirizadas abrangem várias atividades, tais como: limpeza de faixa, correção de erosão, reparos em estruturas, numeração e poda de árvores. O trabalho de limpeza de faixa é realizado por meio de estratégia de plantação de braquiária, vegetação que inibe o crescimento de árvores de porte na faixa e torna a manutenção da limpeza menos frequente, reduzindo a necessidade deste tipo de serviço. Por outro lado, pode expor as linhas a queimadas. Em termos de viaturas e ferramentas especiais de trabalho, as equipes de manutenção de subestações e de LDAT são dotadas basicamente de viaturas do tipo Utilitário Médio (Hilux). Existe caminhão equipado com Sky que alcança 23 mais 5 metros da Grua isolada para 500 kv. No entanto, a área de segurança do trabalho está proibindo o uso desta Grua isolada por não haver o controle por parte do operador. Há ainda um utilitário médio com uma escada central, 82

83 isolada para 500 kv, com acionamento hidráulico, fabricado pela RITZ, que facilita a realização de serviços principalmente em subestações. A Enersul possui 2 subestações móveis, sendo uma de 33 MVA (138 kv; 34,5 kv; 13,8 kv) e outra de 7,5 MVA (34,5 kv; 13,8 kv). Está em processo de compra, um transformador móvel de 40 MVA (138 kv; 34,5 kv; 13,8 kv) da fabricante WEG. As fotos a seguir ilustram alguns veículos destacados acima. Em algumas regiões do estado, principalmente na área do Pantanal, há impedimento de acesso a algumas LDATs por veículo terrestre. Para sanar tal impedimento, é utilizado um barco, conforme se verifica em uma das fotos acima. Outra foto que merece destaque é a utilização de estruturas de emergência de LDATs que são comumente utilizadas nos períodos de grandes ventanias. Tais estruturas são metálicas e instaladas sem a necessidade de escavação, mas com a utilização de vários estais. A manutenção do sistema de distribuição possui interface com 2 áreas: a Gerência de Manutenção do Sistema (GMS) a as 3 Gerências Regionais (Norte, Centro e Sul). A Gerência de Manutenção do Sistema (GMS) é responsável pelo planejamento, gestão de inspeções e da manutenção, melhoria de SDAT e subestações, manutenção dos sistemas de Telecom, e automação de equipamentos instalados na rede de distribuição. Essa área também elabora e acompanha o Plano Anual de Manutenção, que é um planejamento das demandas de manutenção com base nos levantamentos dos históricos e das inspeções previstas para o ano. Utiliza-se o módulo do SAP PM para registro das manutenções e o SIGEL, com interface no Google, para visualização geográfica de ocorrências e manutenções. 83

84 As Gerências Regionais, que possuem 12 coordenações em cidades polos, são responsáveis pela gestão das equipes de campo dos seguintes processos: Construção, Manutenção e Serviços (exceto inspeção, leitura e manutenção de subestações). As equipes de campo responsáveis pela manutenção do sistema de distribuição contribuem para atendimento de outras demandas, inclusive assumindo obras que inicialmente seriam realizadas por empresas terceirizadas. Quase todas as coordenações estão em processo de substituição de empresas contratadas, e a região passa por um momento de falta de mão de obra especializada. Ha pressões sindicais para a descontinuidade dos contratos de algumas empresas, que em média durariam mais 2 anos. Nesse sentido, a Enersul está com dificuldades para encontrar novas empresas. Além de comprometer significativamente a sinergia potencial dessas equipes, o problema de mão de obra traz consequências para a área de construção, provocando atrasos no programa de investimentos e universalização. Outro fator relevante sobre as equipes terceirizadas é que muitos contratos foram firmados na modalidade disponibilidade, dificultando a gestão da produtividade das equipes. A tabela a seguir ilustra a distribuição e a composição das equipes de campo de operação e manutenção. Cabe destacar que a Enersul tem investido significativamente na internalização das equipes de linha viva. Os veículos das equipes próprias de linha viva são novos e bem equipados, conforme ilustrado na figura a seguir. Equipe de Campo Tipo de Equipe Própria Terceira Total Equipe Linha Viva Pequena (2 eletricistas) Equipe Linha Viva Grande (3 eletricistas) Equipe de Poda Leve Equipe Linhs Morta Pesada Equipe Linha Morta Leve Equipe Serviços (Duplas) Equipe Corte (Moto) Equipe Roço (limpeza de faixa

85 (d) Construção de Linhas e Redes de Distribuição Em relação à estrutura de projetos e construção da distribuição, além das equipes de campo que são gerenciadas em conjunto com as equipes de manutenção, destaca-se a existência de uma área exclusiva para a gestão desses processos. Essa área é estruturada de acordo com o organograma apresentado na figura a seguir. Organograma da Área de Projetos e Construção da Distribuição Gerência de Projetos e Construções Coord. de Planej. e Projetos PLPT Coordenação de Cadastro de Redes Coordenação de Projetos Coord. de Construção de Linhas e SE's Para os projetos relacionados aos sistemas de média e baixa tensão, a Enersul possui uma demanda média de aproximadamente 560 solicitações de projetos por mês na área urbana e 230 na área rural. A dificuldade de contratação de mão de obra especializada, comentada anteriormente, também é verificada na contratação de projetos. Para mitigar tal problema nos processos de projetos e construção, a Enersul está implementando as seguintes providências: primarização de projetistas e aquisição de 2 caminhões equipados com Diggers, para substituição de 2 equipes pesadas de terceiros por 2 equipes leves próprias. (e) Infraestrutura de Suporte à Operação Diagnóstico Atual de Tecnologia de Informação (TI) e Sistemas A Enersul trabalha com o diagrama de sistemas de TI abaixo para atendimento ao negócio: 85

86 Detalhando o diagrama acima, temos as seguintes descrições dos sistemas que apoiam ao negócio: Sistemas Administrativos SAP e outros: A Enersul utiliza o ERP da SAP para gestão de seus processos administrativos, contemplando os seguintes módulos para seus respectivos processos: Suprimentos (MM) Controle de Qualidade de equipamentos e fornecedores (QM) Criação e Manutenção de Projetos (PS) Controle orçamentário de investimentos (IM) Controle orçamentário de custeio (FM) Gerenciamento de manutenção preventiva, corretiva e preditiva (PM) Módulo de Vendas (usado para emissão de NFs) Módulos Financeiros - Contas a pagar, contas a receber, contabilidade e gestão de ativos (FI) Controladoria controle de ordens e rateios (CO) Recursos Humanos (HR) Ainda na esfera administrativa, a empresa utiliza os seguintes sistemas abaixo para suporte a outras demandas do negócio: Sistemas de apuração fiscal SRFC (FCONT e Sped Contábil) 86

87 Synchro NF Eletrônica Esta ERP possui interface com os sistemas CS (Comercial) da Sonda/Elucid, SIT (Técnico) da General Electric e PowerOn (Operação) da General Electric e está adequado ao MCPSE, resolução 367. Os servidores do SAP são administrados pela empresa terceirizada CGI e ficam em Mogi das Cruzes SP, sendo seu acesso disponibilizado através de dois links de dados, um de 34Mb e outro de backup de 10Mb. Sistemas Comerciais Commercial Solution CS (Sonda Elucid): A empresa utiliza para seus processos comerciais o pacote de sistemas CS, que abrange os seguintes processos: Atendimento ao cliente (CAC) Faturamento Arrecadação Cobrança Medição Fechamento / Integração com o contábil Adicionalmente, a empresa possui sistemas para automação de processos comerciais de campo, utilizando-se de equipamentos PDA, para os seguintes processos: Platinum (Sonda Elucid): Religação, desligamento, pedido de ligação, troca de padrão, instalação, troca, retirada e aferição de equipamentos, atendimento de ordens de serviços em geral. Onsite: Impressão de faturas de energia em campo (leitura e faturamento simultâneo) Estes sistemas comerciais são hospedados em Datacenter terceirizado, sob gestão da Sonda Elucid, em uma infraestrutura da IBM localizada em Hortolândia-SP. Sistemas Técnicos: O sistema técnico da Enersul é composto pelos softwares: SIT Cadastro, SIT Projeto (DM), Power-On (despacho das ordens técnicas) e o CRI - Sistema de índices (continuidade), todos baseados em cima da plataforma do Small World da General Electric. Os servidores destas aplicações estão na Enersul e são administrados pela empresa CGI. Na foto a seguir observamos o diagrama de comunicação dos Datacenters terceirizados com a Enersul: 87

88 No segmento de infraestrutura de TI, a Enersul também terceiriza outros serviços relacionados à manutenção do ambiente de TI, abrangendo processos como segurança da informação, suporte e atendimento ao usuário final, impressões departamentais e de faturas de energia, entre outros serviços. Como pontos de atenção na área de TI, relacionamos os seguintes assuntos: Uso intensivo de orçamento de custeio para pagamento dos serviços de TI em função de níveis elevados de outsourcing. A rubrica de serviços corresponde a quase 83% do PMSO aplicado em TI na empresa. Valores dos serviços elevados quando comparados com a ENERGISA. Alta dependência dos serviços de TI prestados pela Sonda Elucid, que mantém, em contratos de diversos serviços, cerca de 38% do PMSO de TI da empresa. o Seus contratos abrangem a manutenção dos comerciais, a manutenção da infraestrutura de Datacenter da empresa que hospeda os sistemas acima mencionados em Hortolândia-SP, todo o processo de impressão de faturas de energia e outros serviços. A intervenção na Enersul está renegociando os termos contratuais vigentes com a Sonda Elucid, no sentido de trazer um equilíbrio econômico financeiro mais adequado à realidade da empresa. 88

89 Necessidade de reconstrução da equipe de TI na empresa, dado que o Grupo Rede possuía uma área corporativa de TI em São Paulo que, após o início das intervenções, veio a ser gradativamente desfeita em função da saída das pessoas para o mercado, criando grandes lacunas de conhecimento na área, ainda não preenchidas após a dissolução da holding. Parte das pessoas de que ficaram no grupo foram realocadas nas distribuidoras. Na Rede Sul, a área de TI conta com 7 colaboradores, sendo: o 1 Gerente de TI / 3 Analistas de TI / 1 Analista de Suporte / 1 Analista de Planejamento e Orçamento / 1 Assistente Administrativo As bases de dados dos sistemas comerciais da Sonda Elucid de todas as empresas do GRUPO REDE estão integradas em uma base única. Esta implantação gera desvantagens, pois: um problema de desempenho em uma empresa pode afetar as demais, manutenções de uma empresa podem afetar a disponibilidade das demais e a CELPA ainda continua integrada junto às bases de dados das demais empresas, gerando risco de segurança de acesso. A Plataforma GIS/Power-On da General Electric foi implantada em janeiro de 2007 e suas licenças vencerão em dezembro de Utilização de vários sistemas departamentais e alto nível de utilização de planilhas e controles complementares e paralelos aos sistemas. Inexistência de cultura de Gestão de Projetos e, consequentemente, não há soluções que suportem um escritório de Projetos (PMO) (tais como EPM - Enterprise Project Management). Inexistência de cultura de Gestão por Processos e, consequentemente, não há soluções que suportem um escritório de Processos (BPM - Business Process Management) que permita que a integração dos processos e sistemas sejam otimizados como na ENERGISA. A versão do SAP implantada na Enersul difere das demais versões de SAP implantada nas demais empresas do GRUPO REDE. Funcionalidades do SAP implantadas parcialmente. Prioritariamente voltado para Contabilidade, Contratos e Gestão de Pagamentos com baixo nível de integração com os demais sistemas corporativos. Baixa utilização de sistemas para alavancar produtividade e redução de custos, com implantações parciais de funcionalidades. Apresenta falta de padronização para o uso de sistemas comparativamente às demais empresas do Grupo Rede. Como exemplos, a Enersul usa um módulo do SAP para os 89

90 processos de RH, enquanto as demais empresas usam outro sistema (RHEvolution). O sistema de leitura e impressão simultânea de faturas também é diferente das demais empresas, assim como os sistemas técnicos, que nas outras empresas é o TS fornecido pela Elucid e na Enersul é baseado na plataforma do Small World da GE. Os sistemas existentes são basicamente utilizados para as atividades transacionais. Inexistência de sistemas integrados para Gestão e acompanhamento de metas / indicadores, avaliação de desempenho, medições de produtividade de eletricistas /operadores / leituristas e sistemas especialistas voltados para suporte à decisão de Perdas e Qualidade de Serviço (Datawarehouse e Business Inteligence) que são comumente usados na ENERGISA. Inexistência de sistemas voltados para controle da manutenção da distribuição e transmissão integradas com o uso de recursos de mobilidade para envio das ordens de serviço de manutenção programada / não programada, inspeções, confecção de projetos em campo, etc. Baixo nível conhecimento da equipe de TI sobre o funcionamento interno / modelo de dados e funcionalidades dos sistemas. Equipe voltada para gerir contratos e níveis de serviço dos fornecedores. Há problemas na velocidade do atendimento de demandas evolutivas para os sistemas por parte dos fornecedores, principalmente os comerciais e técnicos, apesar de existirem contratos vigentes que cobrem estas manutenções evolutivas. Módulos e Sistemas contratados (com manutenção em vigência sendo paga), porém ainda não implantados pela empresa. Ex: Leitura e impressão simultânea de faturas de energia, etc. Diagnóstico Atual do Sistema de Telecomunicações e Automação A empresa possui 3 áreas que atuam nestas disciplinas, todas ligadas à Gerência de Manutenção do Sistema, sendo: uma coordenação de Automação e Telecom, uma área de manutenção de Automação e Proteção e uma área de manutenção de Telecom. Abaixo um resumo das equipes que compõem estas áreas: 90

91 Cargo / Função Gerente 0 Coordenador 1 Engenheiro 8 Analista/Tecnólogo 6 Técnico 9 Assistente técnico-administrativo 1 Total 25 SCADA - A Enersul tem um sistema SCADA (supervisório) do fabricante EFACEC. Está sendo planejada a integração com o SIT(GE), sistema GIS onde está cadastrada a rede de distribuição da Enersul. O SCADA tem drivers para os protocolos usuais, como DNP e IEC 101/104. Em curto prazo, todas as comunicações deverão ser via IP, com DNP Lan ou IEC 104. O hardware e software foram atualizados no ano 2012, com utilização de tecnologia de máquinas virtuais para alta confiabilidade. Todo o sistema, inclusive canais de telecomunicações, é replicado no site de contingência situado na subestação Campo Grande Miguel Couto. Abaixo diagrama da rede dados: 91

92 Automação e telesupervisão de subestações - A Enersul tem todas as suas subestações telesupervisionadas, tendo como padrão a utilização de IEC em todas as modernizações e ampliações. Tem sido utilizada a estratégia de modernização da automação de subestações antigas, com substituição total de painéis. Mesmo nos sistemas pré IEC é possível acesso remoto a todos os relés, sua programação, acesso à oscilografia e etc. Automação de rede - Ao final de 2013 serão 476 religadores de rede telesupervisionados via rádio digital UHF, estando em fase de instala o um ro eto de Self Healing em am o Grande (com 43 religadores em 2013 e 95 no total) e Dourados (14 religadores em 2013 e 32 no total). Está em fase de testes sensores que estão sendo desenvolvidos em parceria da Enersul com a empresa Israelense Metrycom, que detectarão faltas em redes rurais, mesmo as de relativamente baixa corrente, e enviarão informações para o centro de operação. Possivelmente o sistema poderá ser utilizado para leitura e cortes em áreas rurais. Telecomunicações: Rede de voz e dados - A rede de voz trafega através de rádio VHF digital, onde seus diversos enlaces são realizados através de um sistema integrado de telecomunicações, com cobertura que atende 95% da área de concessão, conforme mostram os mapas a seguir: 92

93 Infraestrutura de Logística A frota da Enersul é composta por 384 veículos, dos quais 328 são próprios e 56 são locados. Possuem 10 cestas aéreas na frota, sendo que a maioria foi adquirida recentemente. Possui estrutura de compartilhamento de veículos / pool, atualmente com 58 veículos, todos sediados em Campo Grande. A composição da frota por classe está apresentada na tabela a seguir. Classe Qtde própria Qtde locada Qtde total Passeio Utilitário Leve Utilitário Médio Moto 1-1 Caminhão Executivo Total O tamanho da frota vem aumentando nos últimos anos com a primarização de serviços de plantão e equipes de combate a perdas, saltando de 260 veículos em 2010 para os atuais 384 em Devido a ainda elevada participação de serviços terceirizados contratados com veículos, tais como corte, leitura e inspeção de fraude para grupo B, a frota própria é mais reduzida. O custo médio de operação atual é de R$ 0,56 por km, e este custo esta dentro dos níveis esperados. O índice de indisponibilidade geral está muito elevado, cerca de 15,00%. A indisponibilidade da frota elevada sinaliza uma contradição em relação ao custo de operação, já que a maior parte da indisponibilidade está relacionada a manutenções corretivas e sinistros com a frota. O 93

94 número de acidentes dobrou em 2012, onde foram registrados 238 acidentes no ano, número muito elevado para o tamanho da frota atual, e isto está impactando na indisponibilidade da frota. Para realizar a gestão de abastecimento e manutenção foi contratada recentemente a ValeCard, em substituição a Ecofrotas. O serviço de telemetria para monitoramento da frota na Enersul está implantado há cinco anos em toda a frota, com controle de velocidade, frenagem, aceleração, motor ocioso e 4x4, mas não possui rastreamento por GPS. Para o serviço foi contratado com o fornecedor MZM na modalidade de aquisição de equipamentos, ao custo de R$ por veículo e não tem despesa de manutenção. Estes equipamentos e softwares estão desatualizados, precisando de novos equipamentos e inclusão de novos recursos (GPS). A idade média geral da frota, própria e locada, é de 3,71 anos. Com relação à frota atual, 50% dos veículos estão alocados em Campo Grande e outros 20% em Dourados, entretanto, a equipe que trabalha com a gestão da frota na Enersul está toda centralizada em Campo Grande. 94

95 Infraestrutura de Suprimentos São movimentados na Enersul aproximadamente R$ 80 Milhões por ano em compras de materiais e equipamentos. A empresa possui 27 contratos de fornecimento estabelecidos, chamados acordos comerciais, que correspondem a cerca de 90% do material consumido. Para gestão dos processos de cadastro de fornecedores, pagamentos, requisição de materiais, qualidade, venda e emissão de NF para venda de sucata utiliza-se o SAP. Para gestão de documentos utilizam o software SGD. Entretanto, não são utilizadas quaisquer ferramentas de e-procurement, que possibilitem ampliar a base de fornecedores e garantir maior segurança, agilidade e transparência nas concorrências. Atualmente, todas as cotações são realizadas por e planilhas, aumentando os riscos e dificultando a gestão destes processos. A estrutura do Almoxarifado da Enersul conta com um centro de distribuição de nível 1 em Campo Grande e 10 centros regionais de serviço de nível 2. O CD de Campo Grande conta com uma equipe própria para parte das atividades, e com um contrato com um operador logístico local, com 16 funcionários terceirizados. A Enersul registrou nível de estoque de R$ 12,7 Milhões em Junho/2013. No último inventário, realizado em Novembro/2013, foi obtida a acuracidade de 99,8%. No CD em Campo Grande, encontra-se armazenado uma grande quantidade de carcaças de transformadores de distribuição aguardando reforma (cerca de unidades). 95

96 A empresa possui contrato com duas transportadoras. Utiliza-se de nove carretas, das quais cinco com munck, e possuem 12 rotas de transporte para o interior do Estado, com gastos anuais em torno de R$ 3 Milhões. 96

97 (f) Evolução do Custo Operacional Os Custos Operacionais estão relacionados com a execução dos processos comerciais de atendimento às unidades consumidoras, das atividades de operação e manutenção do sistema de distribuição e das ações no âmbito da direção e administração da empresa, em conformidade com as condições previstas no Contrato de Concessão e na regulamentação. Precisam ser eficientes e estar alinhados com uma prestação adequada do serviço público de distribuição de energia elétrica, bem como, com a garantia da manutenção da capacidade operativa dos ativos elétricos durante sua vida útil. Os Custos Operacionais efetivamente incorridos pela distribuidora são diferentes daqueles reconhecidos pela ANEEL nas tarifas de energia elétrica, posto que o Regulador observa os ganhos médios de produtividade alcançados pelas distribuidoras, o nível eficiente de custos e as características das áreas de concessão atendidas. A definição dos Custos Operacionais regulatórios é feita pela ANEEL em duas etapas: atualização dos valores de custos operacionais definidos por meio do Modelo de Empresa de Referência no 2CRTP considerando-se a variação de preços dos insumos (Custos Operacionais), o crescimento dos produtos (redes de distribuição, unidades consumidoras e mercado faturado) e deduzindo-se o ganho médio de produtividade (relação média entre a variação dos Custos Operacionais reais das distribuidoras e o crescimento dos produtos observados em suas áreas de atuação) e; análise comparativa da eficiência das distribuidoras, definindo um intervalo de valores esperados para os Custos Operacionais, dado o nível de custos das distribuidoras e as características de suas áreas de concessão. As variações observadas entre os valores definidos nessas duas etapas são, então, consideradas no cálculo do com onente do Fator X. Os resultados obtidos est o descritos na Nota Técnica nº 94/2013-SRE/ANEEL, do 3CRTP. Como se pode constatar da tabela abaixo, os Custos Operacionais da ENERSUL tiveram um crescimento médio de 8,7% a.a no período 2008 a 2012, superior às variações dos principais índices inflacionários, e também superior ao crescimento da base de clientes e energia faturada. Em 2012 houve um crescimento de 22% em relação a 2011, sendo as naturezas Pessoal e Outros responsáveis pela maior parcela do crescimento. No caso da natureza Pessoal a maior contribuição está relacionada à transferência de custos das atividades que eram 97

98 realizadas pela Holding para a Empresa a partir de A tabela a seguir apresenta a evolução dos Custos Operacionais, por natureza, para o período 2008 a ENERSUL Pessoal Material Serviços Outros Total Valores em R$ Milhões, a preços correntes O gráfico abaixo apresenta a evolução dos Custos Operacionais por Natureza na ENERSUL indicando a participação percentual de cada componente. Os gráficos apresentados a seguir mostram a evolução das relações Custos Operacionais (Opex) por consumidor e custos operacionais (Opex) por MWh faturado, a preços correntes, onde se observa o crescimento significativo dos dois indicadores a partir de 2011, corroborando que os movimentos adotadas pós-intervenção ampliaram os custos operacionais para permitir o equacionamento de algumas das violações e transgressões e internalização de atividades executadas pela Holding. 98

99 O comprometimento da Receita Líquida com os Custos Operacionais permaneceu praticamente constante no período 2010 a 2012, mantendo praticamente constante e em patamar elevado, não contribuindo para melhora do caixa da empresa. 99

100 Tem-se como necessidade, portanto, que a empresa adote ao longo do tempo medidas para se mantenha na fronteira dos custos eficientes embora a trajetória de perdas não técnicas, e manutenção dos níveis regulatórios de qualidade imponham restrições a reduções significativas nos próximos anos. Entretanto, tal necessidade de adequação e tomada de providências para a realização dos dispêndios, precisa estar perfeitamente alinhada com as demandas regulatórias relacionadas a Perdas de Distribuição de Energia conforme apontado 4.02 (d). A inobservância deste trade-off implicará no desequilíbrio da concessão, na impossibilidade de atingimento de metas, na ocorrência de penalidades e na insatisfação do consumidor com o serviço prestado. No quadro a seguir apresentamos uma análise comparativa dos resultados do 3CRTP para algumas distribuidoras no país, em que procuramos avaliar a trajetória de Custos Operacionais eficientes do 2CRTP para o do 3CRTP, definida pela ANEEL para a ENERSUL, em termos de posicionamento conjuntural e setorial da distribuidora. 100

101 EMPRESA FATOR X COMPONENTE T DO FATOR X COELCE 3,53% 2,00% EEB 1,11% 0,00% EDEVP 2,57% 1,20% CAIUA 1,47% 0,00% CNEE 3,38% 2,00% ENF 0,97% 0,00% EMG 2,63% 1,70% COCEL 2,43% 0,78% COPEL 1,36% 0,00% CFLO 1,45% 0,21% CELTINS 1,28% 0,02% ELETROPAULO 1,03% 0,00% EFLJC 1,28% 0,00% ELEKTRO 3,33% 2,00% CELESC 1,33% 0,00% EFLUL 1,07% 0,00% IENERGIA 1,48% 0,00% CELPA 2,46% 2,00% ELFSM 1,25% 0,42% FORCEL 1,70% 0,00% CEB 1,59% 0,00% CHESP 1,63% 0,00% CPFL-Piratininga 1,40% 0,00% BANDEIRANTE 1,08% 0,00% DME-PC 1,02% 0,00% CEEE 1,19% 0,00% SULGIPE 2,20% 0,63% CLFSC 3,12% 1,85% CSPE 2,75% 2,00% CLFM 2,88% 2,00% CJE 0,33% 0,00% CPEE 2,81% 2,00% EBO 0,21% 0,00% ENERSUL 1,26% 0,00% CEMIG 1,83% 0,68% CPFL-Paulista 1,25% 0,00% ENERSUL 1,77% 0,32% COELBA 2,84% 2,00% CELPE 1,78% 0,51% COSERN 2,14% 1,25% ESE 2,41% 0,80% EPB 3,80% 2,00% Para o caso da ENERSUL o que se nota são os seguintes resultados. Para componente T o valor de 0,32%. Evidenciando, um pequeno ganho de produtividade de custos, e um leve compartilhamento em prol da modicidade tarifária. Tal compartilhamento ainda está abaixo das Empresas Benchmark do setor elétrico. No gráfico a seguir (com os resultados analíticos do 3CRTP, considerando os custos reais das distribuidoras) buscamos avaliar a ENERSUL em um radar de eficiência versus produtividade, comparativamente com um conjunto de distribuidoras (Grupo A, mercado > 1 TWh/ano). 101

102 Eficiência ENERSUL - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Radar - Produtividade vs Eficiência - Dados ANEEL (Grandes) 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% CELG COPEL CEPISA AMAZONAS CEAL CEMIG AES SUL EPB ESCELSA ESE AMPLA CEEE CELESC CELPA COSERN CPFLPAULISTA COELBA PIRATININGA CEMAR CELPE COELCE BANDEIRANTE LIGHT ELEKTRO ENERSUL CEMAT ELETROPAULO CEB 30% 20% 10% 0% -6% -4% -2% 0% 2% 4% 6% 8% 10% Produtividade Em termos práticos, no que tange os Custos Operacionais, essas análises indicam que a ENERSUL apresenta Custos Operacionais reais superiores ao que seria indicado pelo modelo como a fronteira de eficiência. (g) Evolução do Investimento A necessidade de realização de investimentos na área de concessão está vinculada às obrigações assumidas pela distribuidora com a celebração do contrato de prestação de serviços públicos de distribuição de energia elétrica. Pelo Contrato de Concessão, a distribuidora obriga-se a prover o atendimento da demanda dos serviços concedidos, implantando novas instalações, ampliando e modificando as existentes, sempre de modo a garantir o fornecimento de energia elétrica ao seu mercado de energia. É de responsabilidade da distribuidora, até o ponto de entrega, operar e manter o seu sistema elétrico, elaborar os projetos e executar as obras necessárias ao atendimento das unidades consumidoras localizadas na área de concessão. A realização dos investimentos nos sistemas de distribuição de energia elétrica está orientada, portanto, por um comando regulatório primordial: aquele que estabelece ao concessionário a necessidade de adotar, na prestação do serviço, tecnologia adequada, materiais, equipamentos, instalações e métodos operativos que garantam níveis de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia no atendimento e modicidade das tarifas. A orientação e a realização histórica de investimentos cumpre papel importante na análise do estágio de evolução alcançado pela distribuidora na consecução de objetivos na Qualidade do Serviço, Qualidade do Produto, Perdas de Distribuição de Energia Elétrica, expansão dos 102

103 serviços e atendimento ao mercado consumidor. Estratégias ou restrições aplicadas no passado, são determinantes para a definição dos desafios futuros, no momento em que parâmetros regulatórios definidos por benchmarkings setoriais são aplicados nos processos de regulação tarifária e cobram da distribuidora desempenhos cada vez mais expressivos. No período 2008 a 2012 a ENERSUL fez investimentos de R$ 831 Milhões, aplicados na expansão e melhoria do sistema elétrico, Programa de Universalização Rural e em Ativos Não Elétricos, distribuídos conforme quadro abaixo: ENERSUL Investimentos em Ativo Elétrico Investimento Ativos Não elétricos Subtotal Universalização Rural / PLT Total CAPEX Valores em R$ Milhões, a preços correntes Pela análise dos dados históricos observa-se que, durante o período de 2008 a 2009, a distribuidora manteve um nível de investimentos baixo, comparado com as necessidades da Empresa. Em 2010, esses investimentos tiveram uma retomada a níveis maiores embora tardiamente e as consequências tenham sido ruins em termos dos impactos na receita homologada no 3CRTP conforme indicado a seguir.. Também pela análise dessa tabela é possível observar a representatividade dos programas de universalização do atendimento no orçamento total da empresa. A alocação desses recursos nesses programas concorre com outras ações associadas a expansão, melhoria e reforço pela concessionária. Conforme previsto na Resolução Normativa ANEEL nº 234/2006, foi definido no 2CRTP mecanismo destinado a comparar os investimentos previstos no cálculo do Fator X com os efetivamente realizados pelas distribuidoras. No 3CRTP, quando da revisão tarifária de cada concessionária, são levantados os investimentos efetivamente realizados pela distribuidora entre o 2CRTP e o 3CRTP, calculados com base nos registros contábeis da distribuidora, deflacionados pelo IGP-M, mês a mês, para a data-base da revisão tarifária anterior. Caso os investimentos efetivamente realizados sejam inferiores àqueles considerados no cálculo do Fator X do 2CRTP, esse item é recalculado, com a substituição dos valores de 103

104 investimento previstos pelos investimentos realizados, mantendo-se inalterados os demais parâmetros. O recálculo do Fator X, de acordo com as condições anteriores, resulta em um redutor da Parcela B calculada na revisão tarifária do 3CRTP. No caso da ENERSUL, o redutor da Parcela B do 3CRTP, aplicado pela ANEEL pelo fato do investimento no 2CRTP ter ficado abaixo do estipulado, foi de R$ mil. Ou seja, a distribuidora perdeu na partida do 3CRTP R$ mil na sua Parcela B pelo não atingimento dos investimentos previstos no 2CRTP, o que corrobora a leitura acerca de um nível de investimentos histórico abaixo do desejável para a concessão. No atendimento à expansão do mercado e na manutenção e melhorias no sistema elétrico foram investidos no período do 2CRTP R$ 515 Milhões e no Programa de Universalização PLT foram aplicados R$ 128 Milhões no período. O gráfico a seguir mostra a evolução da participação dos investimentos, por tipo, no período 2008 a 2012, onde fica evidenciada a preservação do nível de investimentos associados à expansão, melhoria e renovação do sistema elétrico. O estado de Mato Grosso do Sul apresentou nos últimos anos taxa de crescimento acima da média da verificada no Brasil, se destacando com uma fronteira agrícola pujante e um forte apelo turístico relacionado à região do Pantanal e a localidade de Bonito. Mesmo com o bom nível de investimentos no sistema elétrico, que estão sendo realizados em 2013 em todo o Estado, existem pontos de atenção relacionados ao estado do sistema elétrico que devem ser olhados com atenção, quais sejam: 104

105 Existem 9 transformadores de força contaminados com PCB10 (Bifenila Policlorada), sendo 7 em 34,5 kv e 2 em 69 kv; Com relação às redes de 34,5kV, a característica principal é a configuração radial dos circuitos, com pouca flexibilidade para transferência de cargas; Em relação aos equipamentos de disjunção, verifica-se que a Enersul possui muitos equipamentos com isolamento e meio de extinção a óleo, grande parte deles com vida útil ultrapassada. Esta condição requer um nível de manutenção mais acentuado, o que faz aumentar o custo de manutenção desses ativos. Como exemplo, 90% das chaves de bancos de capacitores 15 kv ( cerca de 150 chaves) possuem isolamento e meio de extinção à óleo; A região de Campo Grande é suprida atualmente por quatro atuais linhas de transmissão 138 kv Jupiá - Mimoso - Campo Grande, com cerca de 320 km de extensão, acarretando níveis de perdas técnicas elevados outros problemas operacionais. Esta situação será resolvida com a entrada em operação a subestação da Rede Básica Campo Grande II, 230/138 kv, 2 x 150 MVA, leiloada em julho/2013 e prevista para entrar em operação após 24 meses da assinatura do contrato de concessão, possivelmente no inicio de O Planejamento dos investimentos da ENERSUL aponta para a realização de projetos, nos próximos anos, destinados a atenuar os problemas listados acima, priorizando aqueles que com maior risco para operação do sistema e resolver os problemas relacionados a riscos ambientais e de segurança. Como observado, os valores totais investidos no período 2008 a 2012 apresentam variações significativas ao longo do período, em função do peso do PLPT no total dos investimentos, fato que mais claramente se apresenta quando se observa a evolução das relações Investimento (CAPEX) por Consumidor e Investimento (CAPEX) por km de rede. 10 Trata-se de uma substância tóxica persistente, cujo uso deve ser abolido, nos termos da Convenção de Estocolmo, em razão dos danos que pode causar à vida humana e ao meio ambiente. 105

106 (h) Programa Luz para Todos (PLPT) Desde o inicio do Programa Luz Para Todos (PLPT) já foram realizadas cerca de 38 mil ligações, consolidadas em 4 tranches, conforme mostrado abaixo. Para tanto foram construídos cerca 106

107 de 19 mil km de rede de distribuição em média e baixa tensão, implantados 161 mil postes e instalados 19,3 mil transformadores, montando um investimento total de R$ 313,3 milhões. De acordo com as informações do Censo 2010 do IBGE, a área de concessão da Enersul possui domicílios rurais, dos quais possuem energia elétrica, resultando, portanto, em um Índice de Atendimento (Ia) no meio rural de 89,59% (oitenta e nove um vírgula cinquenta e nove por cento). Segundo o Censo IBGE 2010, o crescimento vegetativo do Estado de Mato Grosso do Sul é de 1,66% a.a, e, na área de concessão da Enersul, havia domicílios não atendidos pela concessionária. As metas compromissadas com o Ministério de Minas e Energia - MME são do atendimento a. 4 liga ões atra s do rograma u ara odos no er odo de 3 a 4 lembrando que houve um aditivo ao termo de compromisso que reviu as metas em Fevereiro de A tranche do rograma u ara odos que contem la o atendimento a novas ligações foi assinado pela Enersul em agosto de 2013 e encaminhado a ELETROBRÁS e têm como meta o atendimento a ligações em 2013 e ligações, em 2014, sendo 180 destas, atendimentos através de Sistemas de Geração Fotovoltaica Individual (SIGFI), ressaltando que já foram realizadas 698 ligações até junho/2013. Os investimentos previstos nesta tranche são da ordem de R$ 45,9 milhões, sendo 50% de CDE, 35% de Financiamento e 15% contrapartida da Enersul. 107

108 O atendimento ao pantanal sul mato-grossense não está contemplado neste cenário prospectivo por apresentar características especiais abordadas adiante. Em setembro de 2013 a Enersul encaminhou à ANEEL uma proposta de Revisão do Plano de Universalização para a área rural, em atendimento à Resolução ANEEL nº 488/2012. Foi proposto o ano de 2016 como limite para a universalização rural, com previsão de ligação de 7,7 mil novas unidades consumidoras no período de 2013 a Do total das 7,7 mil novas ligações previstas no Plano, estão aprovadas para contratação na 5ª tranche do Programa Luz Para Todos, conforme destacado abaixo. Com recurso próprio da distribuidora está previsto o atendimento a novas ligações localizadas no meio rural, ao custo médio de atendimento de R$ ,20. Dentre os novos atendimentos, já contemplando o crescimento vegetativo, estão previstas ligações de 279 unidades consumidoras localizadas em Aldeias Indígenas, 33 unidades em Quilombos e 1804 em Assentamentos. Trata-se de novas solicitações demandadas pelo INCRA, AGRAER e FUNAI, recebidas após o encaminhamento da relação de atendimentos contemplados na 5 etapa do Programa Luz Para Todos, relação esta encaminhada ao Ministério de Minas e Energia MME no início de A Enersul deverá solicitar junto ao Ministério de Minas e Energia, e ELETROBRAS, para atendimento a aldeias, assentamentos e quilombolas, um aditivo à 5º etapa do Programa Luz Para Todos. Em relação ao convencional tratam-se basicamente de ligações até então não efetuadas em virtude das grandes distâncias, cujo custo de atendimento era maior que 3 (três) vezes o valor do custo unitário de ligação, contratado no âmbito do Programa Luz Para Todos. Além do grande impacto do custo por ligação, de quase R$ 30 mil, a situação é agravada pela dificuldade de contratação de mão de obra, conforme destacado anteriormente. Número de consumidores a serem Universalizados Recursos Próprios Luz para Todos Ano Sistemas de Sistemas de TOTAL Convencional Convencional Geração Geração TOTAL

109 Ano Ext. Rede > Qtde Potência 2,3 kv (km) Trafos (kva) TOTAL Para a ligação das 7,7 mil unidades consumidoras estão previstos a extensão da rede em 4,5 mil km, a instalação de 3,7 mil transformadores e a adição de KVA de potência. Até 2016 a Enersul universalizará 73 municípios em sua área de concessão, de acordo com os limites definidos na REN 488/12. Informações PLPT ÍNDICE DE ATENDIMENTO RURAL DO MUNICÍPIO ANO MÁXIMO PARA ALCANCE DA UNIVERSALIZAÇÃO NO MUNICÍPIO Os investimentos previstos para o atendimento dessas ligações totalizam aproximadamente R$ 132 milhões, como apresentado a seguir, o que representa 11,5% da Base de Remuneração Líquida da concessionária ou 67% do EBTDA Regulatório. QTDE DE MUNICÍPIOS (REN 488/2012) Ia > 99,00% Universalizado 8 97 % < a 99 % % < a 97 % % < a 93 % % < a 89 % a 8 % TOTAL

110 Investimentos Previstos (R$ Mil preços constantes de 2013) Ano CDE RGR CCC Recursos Próprios TOTAL TOTAL Projeto Pantanal O Pantanal sul mato-grossense abrange 65% do total do Pantanal, com uma área de km², representando 25% do território do Estado de Mato Grosso do Sul, dentro dos municípios de Corumbá, Ladário, Sonora, Coxim, Rio Verde de Mato Grosso, Rio Negro, Aquidauana, Anastácio, Bonito, Miranda, Bodoquena e Porto Murtinho, regiões consideradas de difícil acesso devido aos alagamentos que ocorrem durante boa parte do ano. Em 2009 foi elaborado um anteprojeto tendo como base, levantamento de campo executado no ano de 2006, onde estão locadas as edificações e os acessos para as diversas propriedades da região. Em 2010 a Enersul apresentou, para análise da ELETROBRÁS, o elenco de obras do Sistema Pantanal, a serem financiadas através de recursos oriundos da ELETROBRÁS. O Projeto Pantanal apresenta as condições para atendimento de toda a região do Pantanal sul mato-grossense utilizando redes convencionais existentes, subestações de distribuição e alimentadores, para realizar ligações dentro da área do Pantanal. O custo previsto, atualizada com base em maio/12, para atendimento da área do Pantanal é de R$ 207 milhões, conforme tabela abaixo, a um custo médio por ligação de R$ 124 mil/unidade ou R$ 303 mil por propriedade conectada. 110

111 Custo Redes convencionais (R$ x 1.000) DISTRIBUIÇÃO ,95 TRANSMISSÃO ,64 TOTAL ,59 CUSTO MÉDIO / LIGAÇÃO (GERAL) 124,1 CUSTO MÉDIO / PROPRIEDADE (GERAL) 303,97 Custo referenciado a maio/12 Pelo fato de não guardar razoabilidade financeira e tarifária, a Enersul encaminhou recentemente o plano de universalização e não incorporou em suas metas a execução deste projeto. O plano a apresentado neste documento, no capítulo 9, não contempla este projeto em suas metas. A não inclusão deste projeto de cerca de ligações na região do Pantanal carece ainda melhor análise, tanto por parte do Poder Concedente, quanto por parte da própria Aneel, dado o impacto que causará nas tarifas da Enersul e sua excepcionalidade. 111

112 Uma reflexão que pode ser realizada sobre a razoabilidade deste projeto pode ser baseada no valor agregado à tarifa de cada um dos consumidores da Enersul. O exercício abaixo busca demonstrar esta inviabilidade tarifária. Análise Razoabilidade Projeto Pantanal 3º ciclo (1) Projeto Pantanal (2) (3) = (1) + (2) Valores em R$ Mil Aumento % (4) = (3) / (1) Base de Remuneração Liquida (a) ,0% Remuneração (b) ,0% Reintegração (c) ,6% Valor Agregado BRR (d) = (b) + (c) ,8% Consumidores (e) ,2% R$ / Cons (f) = (d) / (e) 226, ,2 262,3 15,6% No momento do 3º ciclo de revisão tarifária, a Enersul possuía cerca de 875 mil consumidores e um EBITDA regulatório de R$ 198 milhões. Portanto, o valor agregado de base de remuneração naquele momento, por consumidor, era de R$ 226,8. No entanto, se o projeto Pantanal for executado, cada um dos consumidores incrementais mostrará um valor agregado de base de remuneração da ordem de R$ 18,9 mil. Ou seja, cada ligação do projeto Pantanal estaria, em tese, gerando um aumento da parcela de valor agregado de base de remuneração de 16%. Em outras palavras, um crescimento de 0,2% (1.668) dos consumidores estaria gerando para todos os consumidores (874,7 mil) um incremento tarifário, por consumidor, de R$ 35,4 (R$ 262,3 menos R$226,8). Ou seja, custo permanente para grande maioria de consumidores para proporcionar a ligação desta parcela ínfima de consumidores é desproporcional. Neste sentido, novamente, este projeto carece ainda melhor análise, tanto por parte do Poder Concedente, quanto por parte da própria Aneel, dado o impacto que causará nas tarifas da Enersul dada sua excepcionalidade. Seção 4.05 Comercial (a) Indicadores Comerciais A Enersul possui processo de acompanhamento dos indicadores comerciais com base na regulamentação vigente (RN 414/2010), bem como, por intermédio de indicador que é 112

113 monitorado pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica - ABRADEE. O acompanhamento é realizado com vistas a garantir o atendimento dos limites regulatórios e permitir uma avaliação e diagnóstico da empresa, comparativamente a sua própria evolução (análise de série histórica) e com demais distribuidoras semelhantes. Neste sentido são acompanhados os resultados nos seguintes indicadores de desempenho: Qualidade do Atendimento Comercial acompanhamento dos resultados originados a partir dos padrões de atendimento comercial indicados no ANEXO III da RN 414/2010; Tratamento das Reclamações acompanhamento dos indicadores DER e FER conforme estabelecido pela RN 414/2010; Qualidade do Atendimento Telefônico acompanhamento dos resultados dos indicadores de qualidade do atendimento telefônico conforme estabelecido pela RN 414/2010; Qualidade do Faturamento acompanhamento do resultado do indicador IRC da ABRADEE. As informações e dados apresentados sobre esses temas foram baseados em informações advindas dos Interventores e nos materiais obtidos durante a realização das visitas técnicas à Enersul. Qualidade do Atendimento Comercial A Qualidade do Atendimento Comercial é medida através de padrões de atendimento, que são regulamentados pela ANEEL, acompanhados mensalmente através de informações que são enviadas por meio da tabela do Anexo III, referentes aos artigos 148 a 155 da Resolução Normativa 414, de O não cumprimento dos prazos estabelecidos no citado Anexo III obriga a distribuidora a efetuar compensações aos consumidores em forma de crédito na sua fatura de energia elétrica. Como citado, as distribuidoras são avaliadas por meio da verificação do cumprimento dos prazos de execução dos serviços que constam no Anexo III, transcritos na tabela a seguir. 113

114 Tabela de prazos de atendimento conforme ANEXO III da RN 414/2010 Prazos Máximos dos Serviços de Art. Padrão Vistoria, área urbana art dias úteis Vistoria, área rural art dias úteis Ligação, grupo B, área urbana art dias úteis Ligação, grupo B, área rural art dias úteis Ligação, grupo A art dias úteis Elaboração de estudos, orçamentos e projetos e informar ao interessado art dias Início das Obras art dias Análise do projeto art dias Reanálise do projeto, reprovação por falta de informação da distribuidora art dias Substituição do medidor e demais equipamentos de medição art dias Comunicar resultado da reclamação de cobrança ou devolução de diferenças apuradas art dias Aferição dos medidores e demais equipamentos de medição. art dias Religação, sem ônus para o consumidor, quando constatada a suspensão indevida do fornecimento art horas Religação, área urbana art horas Religação área rural art horas Religação de urgência, área urbana art horas Religação de urgência, área rural art horas Solução de reclamação do consumidor (observando-se as condições específicas e os prazos de execução de cada situação, sempre que previstos em normas e regulamentos editados pelo Poder Concedente e pela ANEEL, com exceção das reclamações que implicarem realização de visita técnica ao consumidor ou avaliação referente à danos não elétricos reclamados) Informar por escrito ao consumidor a relação de todos os seus atendimentos comerciais. art dias Verificação de equipamento em processo de ressarcimento de dano elétrico. art dias Verificação de equipamento utilizado no acondicionamento de alimentos perecíveis ou de medicamentos em processo de ressarcimento de dano elétrico. art dia útil Informar ao consumidor o resultado da solicitação de ressarcimento de dano elétrico art dias Efetuar o ressarcimento de dano elétrico ao consumidor, após a informação ao consumidor do resultado da solicitação de ressarcimento de dano elétrico. art. 197 art dias úteis 20 dias As compensações são realizadas com base no cálculo a partir da fórmula apresentada a seguir. FÓRMULA DE CÁLCULO DE COMPENSAÇÕES POR VIOLAÇÃO DOS PRAZOS DE ATENDIMENTO COMERCIAL EUSD = Encargo de uso do sistema de distribuição relativo ao mês de apuração; 730 = Número médio de horas no mês; Pv = Prazo verificado do atendimento comercial; Pp = Prazo normativo do padrão de atendimento comercial. É importante destacar o fato da Enersul estar experimentando um período excepcional de operação onde há inúmeros fatores que podem influenciar na execução padrão dos seus procedimentos e, consequentemente, na qualidade dos serviços prestados pela empresa. Nesse sentido e partindo de uma análise nos números apresentados pela Enersul, nota-se que existem procedimentos a serem monitorados e trabalhados quando se trata de prazos de serviços solicitados pelos consumidores da empresa. 114

115 A tabela a seguir apresenta os valores pagos referentes ao não atendimento dos prazos de reclamações dos clientes, referente ao Anexo III da RN 414/2010, no período de 2012 a junho de Compensações pagas por violação dos prazos de atendimento comercial 2012 a jun/2013 Em análise aos números apresentados de 2012 e até junho/13, verifica-se que os valores pagos de compensação ao cliente ocasionaram em 2012 um montante de R$ 467 mil, e em 2013 até o mês de junho, já se observa um valor de R$ 272 mil. Se considerar para o restante de 2013 a mesma característica que foi observado no mesmo período de 2012, há previsão de finalizar o ano em curso com um total superior em relação ao ano anterior. 115

116 Tratamento das reclamações São acompanhados pela Enersul os indicadores que mensuram o desempenho da empresa quanto as tratativas dadas às reclamações dos clientes, aqui de forma equivalente (média) através do DER (Duração Equivalente de Reclamação) e FER (Frequência Equivalente de Reclamação). Por meio desses indicadores são consolidadas todas as reclamações relativas ao contato do cliente que expresse insatisfação referente aos serviços prestados, que demande um desdobramento para a análise e solução da manifestação. Duração Equivalente de Reclamação (DER): O indicador do DER tem como finalidade exclusiva, o monitoramento da qualidade. Na apuração desse indicador não serão computados os tipos de reclamação referentes à interrupção do fornecimento de energia elétrica, conformidade dos níveis de tensão e ressarcimento de danos elétricos, bem como as reclamações nas Ouvidorias da distribuidora, nas agências estaduais conveniadas e na ANEEL. Utiliza-se a seguinte fórmula: Abaixo a evolução do DER mensal da Enersul no ano de

117 Resultado DER Enersul jan a jun/2013 Com base nos números apresentados, verifica-se que a Enersul está com deficiência no tratamento das reclamações, uma vez que o prazo legal para resposta é de 05 dias uteis, que corresponde a 120 horas. Há uma meta gerencial estabelecida pela empresa de 150 horas, sendo que durante o ano de 2013 a Enersul tem praticado, em média, 07 dias corridos para a realização de resposta das reclamações dos clientes, o que equivale a 169 horas. Frequência Equivalente de Reclamação a cada mil Unidades Consumidoras (FER): O indicador tem como objetivo estimular a busca contínua pela eficiência e eficácia no atendimento prestado aos consumidores uma vez que seu resultado indica a quantidade de reclamações procedentes registradas na empresa, a cada clientes existentes em sua área de concessão. Utiliza-se a seguinte fórmula para a apuração do FER. Abaixo a evolução do FER mensal da Enersul no ano de

118 Resultado FER Enersul jan a jun/2013 Embora os valores aqui apresentados estejam em bases mensais, quando o acompanhamento regulatório pressupõe resultados acumulados, é possível uma comparação do FER com o de outras distribuidoras similares (com quantidade de consumidores maior ou igual a 400 mil), o que permite identificar que a Enersul se encontra em situação a ser aprimorada nesse tema. Tal conclusão é obtida com base na metodologia que foi adotada pela ANEEL para a definição dos limites anuais de FER para cada distribuidora do país. A Resolução Normativa nº 574/2013, que definiu os limites de FER e onde são detalhados os critérios que foram adotados pelo Regulador para a definição dos padrões, se pautou em uma análise de benchmark do setor elétrico. Após a criação de agrupamentos de distribuidoras similares, com base no universo total de unidades consumidoras atendidas, definiu-se o ercentil 9 % como o teto a ser obser ado no limite do primeiro ano de validade do regulamento, Ou seja, um limite que já tenha sido atendido por pelo menos 95% das distribuidoras daquele grupo. Quando se analisa a tabela de limites das distribuidoras brasileiras, e dispostas na mesma resolução citada, observa-se que esse limite é 50. E a Enersul é uma das 9 em resas desse gru o com o limite igual ao teto. A t tulo de com ara o tem-se no mesmo grupo empresas com limite 12 (equivalente ao percentil 25%, o mínimo admitido pela RN). Com o advento da publicação dessa nova Resolução a ANEEL avaliará anualmente o cumprimento dos limites estabelecidos para o FER, sendo que, em caso de ultrapassagem, a distribuidora incorrerá no pagamento de penalidades. O início da 118

119 aplicação das penalidades ocorrerá em 2015, com a apuração dos indicadores do exercício de E o ano de 2014 estabelece limites reduzidos em relação a Qualidade do Atendimento Telefônico O monitoramento da qualidade do atendimento telefônico prestado pela Enersul através do call center é realizado com base nos indicadores regulamentados pela ANEEL referente a este tema e que constam na Resolução Normativa nº 414/2010. Conforme destacado no tópico relativo aos canais de atendimento, a Enersul possui um call center centralizado no município de Campo Grande-MS, contratado junto a empresa REDE Serviços. Através da análise dos gráficos a seguir é possível observar que, a Enersul vem cumprindo os indicadores regulados desde 2012, com exceção do Indicador de Chamadas Ocupadas (ICO) que apresentou violação no mês de abril deste ano. INDICADOR DE NÍVEL DE SERVIÇO (INS) DA ENERSUL DE 2012 A JUL/2013 ENERSUL - INS OFICIAL / ,00 100,00 99,86 98,00 96,73 98,11 97,27 96,00 94,00 92,00 93,99 93,10 95,11 93,44 92,62 94,43 92,40 94,08 93,90 92,60 93,75 91,59 94,60 92,76 95,23 90,00 88,00 86,00 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan fev mar abr mai jun jul ,00 12,00 INDICADOR DE CHAMADA OCUPADA (ICO) DA ENERSUL DE 2012 A MAI/ ,02 ENERSUL - ICO / ,00 8,00 6,00 4,00 2,00 0,00 3,22 3,11 2,59 2,39 2,33 2,54 2,35 1,97 1,71 2,72 2,38 0,54 0,53 0,51 0,53 0,75 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan fev mar abr mai jun jul

120 1,20 1,12 INDICADOR DE CHAMADA ABANDONADA (IAB) DA ENERSUL DE 2012 A MAI/2013 ENERSUL - IAB /2013 1,00 0,80 0,86 0,63 0,60 0,40 0,20 0,44 0,52 0,33 0,30 0,38 0,37 0,42 0,30 0,37 0,17 0,28 0,11 0,22 0,12 0,00 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan fev mar abr mai jun jul Qualidade do Faturamento A Enersul acompanha o indicador setorial Índice de Refaturamento de Contas - IRC. O IRC é um indicador criado pela ABRADEE, para servir de comparativo entre as distribuidoras de energia elétrica quanto à quantidade de faturas emitidas com erros. O IRC representa a qualidade do faturamento sob a ótica do cliente. É obtido pela relação entre a quantidade de faturas refaturadas por força de correção a cada faturas emitidas. A ABRADEE acompanha o resultado desse indicador anualmente, divulgando o ranking das empresas e comparando os resultados com anos anteriores. Abaixo a evolução do IRC da Enersul de 2006 a junho de

121 INDICADOR IRC-ABRADEE DA ENERSUL Com base nos números apresentados, apesar da tendência de redução observada a partir de 2012, o índice ainda permite uma melhoria, pois ao ser comparado às outras empresas com mais de 500 mil consumidores, tem-se um resultado intermediário estando a distribuidora localizada na 14ª posição entre as 31 empresas acompanhadas pela ABRADEE no ano de O refaturamento implica, além da insatisfação do cliente em receber uma fatura incorreta, na elevação do custo de operação da distribuidora, seja através do próprio processo de refaturamento (faturamento, entrega, revisita) ou pela elevação da quantidade de reclamações realizadas através dos canais de atendimento da empresa. (b) Call Center Na composição do Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões torna-se fundamental, dada sua importância nos processos da distribuidora, caracterizar e avaliar as atividades vinculadas aos atendimentos prestados aos consumidores da área de concessão da empresa, tanto aqueles realizados via call centers, quanto em modo presencial. Nesse sentido, inicialmente, torna-se oportuno contextualizar o cenário atual da Enersul relativo aos processos citados. Desde 2010 a Enersul mantém um contrato com a Rede Eletricidade e Serviços (Rede Serviços) para prestação de serviço de atendimento via call center. Essa condição foi mantida mesmo após a intervenção a que foi submetida a distribuidora. 121

122 Com base nas visitas técnicas realizadas e nas análises das informações passadas pelos Interventores, é possível identificar que existem necessidades a serem atendidas do ponto de vista da composição dos quadros funcionais, observando metodologias e premissas indispensáveis ao dimensionamento dos esforços necessários à prestação adequada do atendimento aos consumidores, assim como de adotar metodologias de gestão e ferramentas que permitam garantir este atendimento dentro dos padrões e níveis exigidos. Do ponto de vista das boas práticas de atendimento comercial nota-se que os canais presenciais e call center não cumprem, de forma uniforme e constante, todos os padrões determinados na regulamentação vigente para o atendimento, notadamente o estabelecido na REN nº 414/2010. Essa condição gera como consequência um aumento dos custos operacionais, uma vez que há elevação das visitas improcedentes aos clientes. Fato esse que compromete os níveis de qualidade do atendimento prestado. Ficou demonstrado, pela pesquisa anual da ABRADEE 2013, através da análise do IDAR de atendimento e dos IDATs associados ao tema (ótica dos clientes), que as questões relativas ao dimensionamento de recursos humanos e desempenho operacional podem proporcionar espaços para melhoria da imagem da Enersul, através ações do atendimento comercial. Isso porque os fatores citados anteriormente refletem nos níveis de qualidade do atendimento prestado. Esse reflexo pode ser constatado na análise dos resultados da pesquisa anual da ABRADEE referente ao ano de Tem-se, como apresentado no gráfico a seguir, o resultado do IDAR Atendimento ao Cliente da Enersul. IDAR Atendimento ao cliente

123 Verifica-se que a Enersul, apesar de estar situada levemente acima da média Brasil com um índice de 79,7, está posicionada em posição intermediária quando comparada a outras distribuidoras do país. A gestão dos processos relacionados ao atendimento aos clientes é de responsabilidade da Gerência de Atendimento aos Clientes da distribuidora que, por sua vez, está vinculada à Superintendência Comercial. O quadro da Superintendência é inteiramente formado por funcionários próprios da Enersul perfazendo um total de 91 profissionais distribuídos entre os 2 segmentos da superintendência: atendimento presencial aos clientes através das agências distribuídas ao longo da área de concessão e procedimentos comerciais. Conforme disposto no regulamento vigente, a Enersul disponibiliza aos clientes de sua área de concessão canais distintos para contato e solicitação de serviços, quais sejam: call center, Internet, agências e agentes comerciais. A tabela a seguir apresenta o volume de serviços gerados por canal na Enersul de agosto de 2012 a julho de Serviços gerados por canal de contato Enersul ago/2012 a jul/2013 Depreende-se da análise do quadro anterior que a maior representatividade de contatos está relacionada com o call center. Em seguida o atendimento via Web. Destaca-se que a alta representatividade da Web tem relação direta com o modus operandi adotado pela empresa quando dos atendimentos realizados pelas agências presenciais, que utilizam-se da solução Web para registro das solicitações. 123

124 Com a abertura das agências em atendimento a Resolução Normativa nº 414/2010 a Enersul adotou uma estratégia de direcionar serviços, que antes eram realizados pelo call center, para essas agências. A seguir são detalhados de forma pormenorizada os dois principais canais de contato da Enersul: call center e agências de atendimento presencial. O Call Center da Enersul está estruturado de forma centralizada para todo o atendimento telefônico da área de concessão da distribuidora. Está fisicamente localizado na sede da empresa no município de Campo Grande, em Mato Grosso do Sul, possui 93 Postos de Atendimento (PAs) e um contingente de 191 atendentes. Como citado anteriormente, o serviço é terceirizado junto à Rede Serviços. O Rede Serviços é uma empresa voltada para o negócio call center com instalações adequadas à prestação do serviço de atendimento telefônico. Possui estrutura com excelentes instalações de apoio (sala de descompressão, vestiários com armários individualizados, ampla sala de lanches), alinhado com o que se observa nas empresas benchmark referente ao tema e com a regulamentação vigente relativa à infraestrutura desse tipo de negócio. A estrutura conta ainda com Data Center e Grupo Gerador dedicado às instalações do site do call center e o cumprimento na íntegra da Norma Regulamentadora para Teleatendimento - NR-17. As fotografias a seguir referentes à Rede Serviços permitem uma avaliação da infraestrutura destacada. Fotos da infraestrutura disponível na Rede Serviços 124

125 O call center tem contratados com a Embratel 3 troncos de 30 canais cada, perfazendo um total de 90 canais simultâneos a disposição do cliente. Os equipamentos utilizados PABX da Avaya e o gravador da voz da NICE. A manutenção técnica é feita pela equipe da Olitel, empresa parceira da Avaya. Existe necessidade de aprimoramento das ferramentas de apoio à gestão, tais como os que permitam o gerenciamento da força de trabalho. As tabelas a seguir apresentam dados estatísticos de chamadas recebidas e Tempo Médio de Atendimento TMA - no call center. Chamadas recebidas e TMA no Call Center da Enersul em 2012 EMPRESA Chamadas Atendidas Chamadas Recebidas Tempo Falado (Segundos) Atendidas até 30s Atendidas acima de 30s Abandonadas até 30s Abandonadas acima de 30s TMA ENERSUL ,46 Chamadas recebidas e TMA no Call Center da Enersul em 2013 (até julho) EMPRESA Chamadas Atendidas Chamadas Recebidas Tempo Falado (Segundos) Atendidas até 30s Atendidas acima de 30s Abandonadas até 30s Abandonadas acima de 30s TMA ENERSUL ,75 125

126 Como se sabe, a segregação apresentada na tabela anterior permite à distribuidora apurar os indicadores de qualidade do atendimento telefônico prestado aos consumidores conforme estabelecido em regulamento vigente. Esses indicadores serão devidamente detalhados em outro tópico desse Plano de Recuperação. Um aspecto importante a ser destacado é que, com o retorno das atividades de call center ocorrido nas demais distribuidoras do Grupo Rede (Cemat, Rede Sul e Celtins) ocorrida em 2012, durante o período de 6 (meses, o contingente alocado no Rede Serviços, que prestava serviços para essas empresas, permaneceu inalterada para atender aos clientes da Enersul, contribuindo para a redução do número de chamadas abandonadas. Com base nas características, ora elencadas neste Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões, verifica-se que o call center da Enersul apresenta boa condição de infraestrutura, porém com espaços para melhoria do atendimento prestado aos consumidores de sua área de concessão. Essa discussão será realizada em outro tópico deste Plano de Recuperação, considerando uma solução que atenda a todos estes requisitos. (c) Atendimento Presencial Em atendimento ao que é estabelecido na regulamentação vigente, a Enersul dispõe de agências com atendimento presencial, dispostas ao longo de sua área de concessão. A tabela a seguir apresenta a distribuição desse canal de atendimento oferecido aos consumidores da distribuidora conforme estabelecido pela legislação vigente. Agências de atendimento presencial da Enersul Consumidores por Municípios Nº de agências Tempo de funcionamento Até consumidores Tipo 1 = 9 agências 2 horas diárias De até consumidores Tipo 2 = 52 agências 4 horas diárias Mais de consumidores Tipo 3 = 19 agências 8 horas diárias 126

127 Tem-se um total de 73 municípios da área de concessão da distribuidora contemplados com atendimento presencial. A distribuição das agências entre os 73 municípios tem características estruturais diferenciadas e que tem relação com o porte e localização do município. As agências do Tipo 1 representam a modalidade de atendimento de terceirização do atendimento através de empresas locais. As agências do Tipo 2 tem estrutura composta por leituristas próprios que trabalham sob a forma de jornada com dupla função, onde realizam em um turno do dia as atividades inerentes à coleta e leitura em campo, e no outro turno as atividades relativas ao atendimento presencial conforme estabelecido no regulamento vigente. As agências do Tipo 3, localizadas em municípios com quantidade de consumidores superior a (dez mil), o atendimento é composto por atendentes próprios e terceiros. A estrutura física das agências não seguem padrões visuais, muitas vezes confundindo o cliente no momento de uma informação simples. Verifica-se ainda que a gestão de filas não é implantada em todas as agências próprias. Com base nas características e constatações observadas e aqui elencadas depreende-se que o atendimento presencial realizado pela Enersul apresenta condição de adequação de procedimentos, sempre com vistas à melhoria contínua do atendimento prestado aos consumidores de sua área de concessão. Da mesma forma, a adequação de infraestrutura física e tecnológica é sempre fator a ser lembrado, pois inevitavelmente logra benefícios aos resultados operacionais da empresa. (d) Inadimplência A partir de 2012, a Enersul passou a realizar as atividades de gestão de recebíveis com equipe própria, além da utilização de equipe terceirizada. A área responsável pela gestão do recebível está na Coordenação de Arrecadação e Cobrança, com quadro de 12 colaboradores, respondendo à Gerência de Faturamento e Arrecadação, que por sua vez, está subordinada à Superintendência Comercial. Como forma de reduzir a inadimplência, o processo de cobrança adota ferramentas específicas. Os indicadores acompanhados para controle da inadimplência são: Inadimplência; Valores em carteira e 127

128 Índice de arrecadação. O indicador de inadimplência leva em consideração o somatório dos valores arrecadados em 14 meses, referentes ao faturamento vencido em 12 meses mais faturas negociadas, dividido pelo somatório do total do faturamento vencido no mesmo período. Tem como objetivo traduzir o saldo a arrecadar, referente ao faturamento vencido nos 12 (doze) meses. Quanto menor o percentual, menor o saldo a arrecadar referente ao faturamento do período. A empresa está com o indicador em 1,79% em junho/2013. Evolução do índice de inadimplência nos últimos quatro anos e nos meses de jan a jun/2013 A avaliação dos resultados do indicador de inadimplência nos últimos anos, praticado pela Enersul até o ano de 2012, permite identificar que a distribuidora teve uma trajetória decrescente nos últimos três anos. Para o ano de 2013, tem-se ainda, através da projeção informada pela empresa, que esse vem apontando valores acima da meta estabelecida internamente para o atendimento desse indicador, como também apontando valores situados acima quando comparados ao mesmo período do ano anterior. Por fim podemos afirmar que o percentual de inadimplência, ou seja, o saldo a arrecadar esta aumentando conforme análise desse período. Os valores em carteira dos recebíveis representam o saldo de contas a receber, a vencer e vencido, e o índice de arrecadação representa o percentual da arrecadação sobre o faturamento. Tem como objetivo de traduzir o saldo de contas a receber a vencer e vencido. 128

129 Evolução em (R$) dos valores em carteira nos meses de fevereiro a junho/2013 Observa-se que os valores apresentados neste ano de 2013, pela empresa Enersul quanto ao saldo em carteira com 60 (sessenta) dias do vencimento, vem se apresentando com um comportamento de estagnação. Portanto, apesar das ações em curso não se consegue reverter em termos quantitativos os valores por hora apresentados. A seguir a evolução do índice de arrecadação, dos anos de 2010 a 2013 (Jan a Jun): Evolução do índice de arrecadação Constata-se que historicamente os valores arrecadados de 2010 a 2012 são inferiores aos valores faturados, portanto conclui-se que a Enersul não estava recuperando os valores em carteira, diferente do que ocorreu a partir de fevereiro de A busca pela redução da inadimplência está pautada nos seguintes pontos, passíveis de uma análise quanto à possibilidade de aprimoramento: No acompanhamento das ações de cobrança, a Enersul conta com apoio dos atendentes para a telecobrança, mas apenas para os clientes da área rural. O acompanhamento dos resultados obtidos pela cobrança, dos atendentes e empresa terceirizada, é aspecto a aprimorar. 129

130 Os débitos vencidos com mais de 90 dias são repassados para as empresas terceirizadas. Na Agência Virtual (via internet) não é disponibilizada aos clientes a opção de parcelamento de débitos. Com relação à execução das atividades de corte em campo, não existem equipes exclusivas para o corte, o corte é executado pelas equipes de sinergia da operação sem prioridade estabelecida. Seção 4.06 Gestão Estrutura Organizacional da Enersul A empresa possui um quadro de colaboradores de aproximadamente trabalhadores próprios e trabalhadores terceiros, destes 67 ocupam cargos de liderança, divididos na seguinte forma: 1 Vice-Presidente, 1 Superintendente, 2 Diretores, 1 Assessor, 21 Gerentes e 40 Coordenadores. A estrutura organizacional apresentada se mostra organizada em cinco níveis e com a proporção líder/liderado próximo a 35, ou seja, um líder para cada 35 liderados. 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, e passando a empresa a operar de maneira independente, sem sinergia com as demais. Apenas a função de gerenciamento do suprimento de energia e de projeções de mercado conta com um gestor terceirizado compartilhado com as demais empresas sob intervenção. A Enersul atua com um modelo de terceirização intensivo de suas atividades, representando 55% da força de trabalho total terceirizada. Segurança do trabalho A campanha Cultura da Segurança no Trabalho de 2012 foi lançada pela Enersul em todo o Estado. A intenção é estimular entre os colaboradores da Companhia o compromisso com as normas e procedimentos de segurança. Entre os itens que fazem parte desta campanha em 2012 estão 15 regras de segurança, cada uma delas trazendo um desenho relacionado à regra a ser seguida. 130

131 Para ajudar na memorização de todo o conteúdo foram elaborados diversos materiais. Um desses materiais é um jogo de baralho que possibilita o colaborador de vivenciar e compartilhar, com familiares e amigos, os aspectos de segurança até na hora do lazer. A campanha também envolve profissionais das empresas prestadoras de serviço para a Enersul. Só em 2012, mais de mil profissionais terceirizados receberam treinamento. Na Enersul, a realização de campanhas de educação, conscientização e orientação, visando à prevenção de acidentes do trabalho e de doenças ocupacionais, é de responsabilidade da Coordenação de Segurança do Trabalho, que está subordinada à Gerência de Gestão de Pessoas e Segurança do Trabalho. Abaixo são demonstrados os 2 principais indicadores acompanhados no setor elétrico: Taxa de Gravidade (TG) e Taxa de Frequência (TF) para o quadro de próprios e de terceiros. Tipo TG (próprios) (Benchmarks 2012) AMPLA (0,00) COELCE (0,00) AMPLA (0,00) COELCE (0,00) TG (terceiros) ELEKTRO (51) TF (terceiros) 9,75 9,39 5,85 AMPLA (1,29) 466 TF (próprios) 9,36 5,96 6,99 Apesar de possuir estrutura de segurança que atenda a legislação, a Enersul ocupa uma das últimas posições do Ranking ABRADEE (29º de 30 posições), que mede a excelência deste requisito entre as Associadas. Uma das maiores deficiências na segurança do trabalho está localizada na mão de obra contratada, onde ocorrem os acidentes fatais em proporção elevada. Outro ponto relevante é o volume de horas extras. Na Enersul, a média de horas extras por colaborador é de 26,84 h/colaborador e a jornada prolongada expõe as equipes a acidentes em maior frequência e com maior gravidade. 131

132 Acordos Coletivos O Sindicato da Categoria é o Sindicato dos Trabalhadores na Indústria e Comércio de Energia no Estado Mato Grosso do Sul (Sinergia-MS). A data base do Acordo Coletivo de Trabalho da Enersul é em 1º Novembro. Seguem abaixo os principais itens previstos no ACT 2012/2013: Piso Salarial da categoria - R$: 999,11 Gratificação para dirigir veículos: R$ 160,04 mensais para os empregados que utilizam o carro rotineiramente. Para os demais, valor de R$ 0,16 por quilometro rodado, limitado a R$ 160,04. Exclusivamente aos empregados que dirigem veículos com subestações móveis, adicionalmente ao valor fixo, é pago 0,16 por quilometro rodado; Vale Alimentação e Refeição: R$ 846,28, sendo: R$ 637,76 referente a auxílio refeição, com participação de R$2,00 por mês, descontados em folha de pagamento; R$ 208,52 referente à vale alimentação, com participação do empregado em 20%; Transporte: proporcionará serviços de transporte urbano, em Campo Grande e na cidade de Dourados, sem qualquer custo para o mesmo. Nas unidades de Campo Grande, Dourados, Corumbá e Paranaíba, onde não houver transporte será fornecido vale transporte, com desconto de acordo com a lei; Bolsa de Estudos: 50% para o curso de graduação limitado a R$ 1.000,00 mensais. 80% para o curso de pós-graduação limitado a 1.500,00 mensais. 80% para o curso de MBA limitado a R$2.000,00 mensais. 100% para o curso técnico limitado a R$500,00 mensais; Auxílio Creche: R$ 401,39 para os filhos com idade inferior a 6 anos; Gratificação de férias e abono constitucional de férias: 1,5 do piso salarial, respeitando o limite de 1/3 da remuneração das férias, acrescido de 10% da diferença entre aquele valor e a remuneração do empregado, se positiva. O acordo coletivo da Enersul impacta fortemente os custos e a gestão da empresa, pois assegura vantagens e reconhecimentos que influenciam diretamente as estratégias de Recursos Humanos da organização. As concessões e benefícios são superiores aos praticados no mercado local. 132

133 Seção 4.07 Financeiro (a) Endividamento Financeiro, Fiscal e Setorial Passivo Financeiro (Eletrobrás) e Setorial em Atraso O estoque de passivos financeiros (Eletrobrás) e setoriais cresceu à medida que a administração da empresa não conseguia obter novas linhas de crédito para rolagem dos vencimentos dos empréstimos e financiamentos, ao mesmo tempo em que buscava o cumprimento dos compromissos do contrato de concessão. Em 30 de junho de 2013, a Enersul apresentava um saldo em atraso de R$74,3 milhões associado a encargos setoriais, financiamento Eletrobrás com recursos da RGR e empréstimos de partes relacionadas, cuja composição está demonstrada no quadro abaixo. Desse montante, 65,8% são referentes ao endividamento junto a empresas do próprio Grupo Rede. PASSIVOS EM ATRASO - SALDO EM 30/06/2013 DESCRIÇÃO R$ Milhões ENCARGOS SETORIAIS 18,1 CCC - CDE 5,3 Quota para RGR 1,6 Quotas do PROINFA 11,2 SUPRIMENTO DE ENERGIA - Quotas de ITAIPU - OBRIGAÇÕES FISCAIS - Federais - Estaduais - Municipais - DÍVIDAS COM ELETROBRAS 7,3 EMPRÉSTIMOS DE PARTES RELACIONADAS 48,9 Distribuidoras 35,6 Não Distribuidoras 13,3 TOTAL DE PASSIVOS EM ATRASO 74,3 O Despacho ANEEL Nº 213, de 25 de janeiro de 2013 autorizou a Eletrobrás suspender a cobrança dos seguintes encargos: Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis CCC; Conta de Desenvolvimento Energético CDE; Reserva Global de Reversão RGR; e Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica PROINFA; bem como financiamentos com recursos da RGR, vencidos e a vencer, não incluídos aqueles que estejam em execução, até que sobrevenha o termo final da intervenção, ressalvada a necessidade de haver cobrança para 133

134 evitar a ocorrência de prescrição. Até junho de 2013 o saldo de encargos setoriais em atraso era de R$18,1 milhões, que representa 24,3% do total de passivos em atraso. O Despacho indeferiu os pedidos de parcelamento dos encargos (CCC, CDE, RGR e PROINFA) formulados pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica pertencentes ao Grupo Rede Energia e que estão sob intervenção. O pedido de parcelamento poderá ser reformulado por eventual novo controlador das concessionárias em questão após o fim da intervenção. Adicionalmente, o Despacho ANEEL registrou que a decisão quanto às condições de potencial parcelamento do pagamento da energia de Itaipu está dentro da esfera de gestão da Eletrobrás. Entretanto, em 30 de junho de 2013 a Empresa Energética de Mato Grosso do Sul não possuía faturas de energia em atraso perante Itaipu Binacional. Nesta mesma data, a Enersul tinha um saldo em atraso de R$7,3 milhões referente ao financiamento contratado junto à Eletrobrás com recursos da RGR. Importante ressaltar que os saldos de obrigações fiscais apresentados na tabela acima não consideram tributos parcelados junto aos governos federal, estadual e/ou municipal através de programas como REFIS, PAES, PAEX, dentre outros, pois os mesmos não configuram um atraso. Como pode ser visto, em 30 de junho de 2013 a distribuidora não possuía nenhuma obrigação fiscal em atraso. Ao final do segundo trimestre de 2013 a Enersul registrou saldo passivo de mútuo (partes relacionadas) no valor de R$48,9 milhões, contratados junto a: (i) Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins Celtins: R$24,4 milhões; (ii) Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema EDEVP: R$11,0 milhões; (iii) Outras distribuidoras do Grupo: R$160 mil; (iv) Rede Power, holding do Grupo: R$13,3 milhões. No capítulo 9 que trata da proposta da Energisa para o Plano de Recuperação será apresentada uma solução para estas importantes pendências financeiras. (b) Caracterização do Endividamento e Perfil da Dívida Enersul vem se financiando através de atrasos de pagamento dos encargos setoriais e dívidas junto à Eletrobrás, uma vez que não tem acesso a novos créditos, para realização de investimentos ou refinanciamento. 134

135 O saldo devedor de empréstimos e financiamentos em 30 de Junho de 2013 é de R$571,5 mil. Do saldo devedor com a Eletrobrás de R$77,4 milhões, R$7,3 milhões são empréstimos em atraso. Credor Enersul % BRADESCO 401,1 70,2% BRASIL 1,4 0,2% BVA 2,2 0,4% ELETROBRAS 77,4 13,6% HP 0,1 0,0% HSBC 59,3 10,4% ORIGINAL 10,0 1,8% SAFRA 3,3 0,6% TESOURO NACIONAL 14,2 2,5% TOYOTA 1,2 0,2% VOLKSWAGEN 1,2 0,2% Total geral 571,5 100,0% O custo médio e o prazo médio do endividamento ao final de junho de 2013 ficaram em: Custo Médio (% do CDI) Prazo Médio (anos) Saldo de Empréstimos (R$ milhões) ENERSUL 141,0% 2,7 571 Do montante total de dívidas, R$202 milhões deverão ser amortizados até 31 de dezembro de 2014 (R$315 milhões até 2015), o que demonstra uma importante necessidade de refinanciamento. O cronograma de amortização dos empréstimos e financiamentos, em 30 de junho de 2013, está apresentado no quadro abaixo: R$ milhões 2S Total BRADESCO -40,3-80,3-80,1-80,1-80,1-40,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0-401,1 BRASIL -1,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0-1,4 BVA -2,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0-2,2 ELETROBRÁS -17,3-17,7-13,7-8,9-8,0-3,6-2,8-2,5-2,4-0,6 0,0 0,0-77,4 HP 0,0-0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0-0,1 HSBC -9,1-18,3-18,3-13,7 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0-59,3 ORIGINAL -5,5-4,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0-10,0 SAFRA -1,0-1,9-0,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0-3,3 TESOURO NACIONAL -0,3-0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0-13,7-14,3 TOYOTA -0,9-0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0-1,2 VOLKSWAGEN -0,3-0,6-0,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0-1,2 Total geral -78,3-124,0-112,8-102,7-88,1-43,6-2,8-2,5-2,4-0,6 0,0-13,7-571,5 % c/ Eletrobras 13,7% 21,7% 19,7% 18,0% 15,4% 7,6% 0,5% 0,4% 0,4% 0,1% 0,0% 2,4% 100,0% % s/ Eletrobras 12,3% 21,5% 20,1% 19,0% 16,2% 8,1% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 2,8% 100,0% 135

136 (c) Nível de Comprometimento de Recebível De acordo com dados obtidos junto a Enersul, 54% da receita líquida estimada para o ano de 2014 já está cedida em garantia a obrigações tais como: (i) pagamento de empréstimos e financiamentos (9%) e (ii) compra de energia (46%). A média de vinculação de 2014 a 2016 é de 49%. ENERSUL (R$ milhões) OBRIGAÇÕES GARANTIDAS GARANTIA Receita Líquida Receita Líquida Anual Serviço da Dívida % ¹ Compra de Energia % ¹ % ¹ Ano Vinculada (Caso Alternativo) 2013² % % % % % % % % % % % % % % % % 0 0% 37 2% : % da Receita Líquida Anual 2: Set/13 à Dez/13 anualizado Com o recebimento dos créditos intercompanies, é importante que a empresa privilegie o pagamento de dívidas mais onerosas, mais curtas e sobregarantidas, visando melhorar a financiabilidade da empresa. (d) Estrutura de Capital Além das relevantes dívidas bancárias da Enersul, há impostos parcelados (R$72,4 milhões), mútuos (R$48,9 milhões), encargos setoriais e energia comprada de Itaipu em atraso (R$18,1 milhões). Deduzidos da posição de caixa (R$129,2 milhões), mútuos (R$8,6 milhões) e Daycoval (R$61,8 milhões) a receber, totalizam R$511,3 milhões de dívida líquida. Os principais indicadores do desempenho econômico-financeiro da ENERSUL nos balancetes de 30 de Junho de 2013 e demais informações levantadas na diligência estão apresentados a seguir: 136

137 Posição 2T2013 (R$ MM) ENERSUL Empréstimos e Financiamentos 571,5 Impostos Parcelados 72,4 Provisão para déficit atuarial 0,1 Mútuos 48,8 Encargos Setoriais/Eletrobrás Em Atraso 18,1 Encargos Atrasados + Tributos em Atraso 18,1 Repasse Itaipú Atrasado - Dívida Total ¹ 710,9 Disponibilidades + Aplicações no Mercado Aberto + Recebimento Mútuo + Daycoval 199,6 Disponibilidades 20,7 Aplicações no Mercado Aberto 108,6 Recebimento de Mútuo 8,6 Daycoval 61,8 Dívida Líquida 511,3 EBITDA 2012² - SEM CONTINGÊNCIA/PDD 344,7 EBITDA 2012² 213,0 Patrimônio Líquido 673,2 Capital Social / Reservas de Capital 652,1 Reserva de Reavaliação - Reservas de Lucro / Prejuízos acumulados 21,1 1: Dívida bruta considera: empréstimos e financiamentos + impostos parcelados + provisão p/ déficit atuarial + Encargos Setoriais/Eletrobrás Em Atraso + Mútuos à Pagar 2: EBITDA = EBIT+Depreciação+ Acréscimos Moratórios Ratios ENERSUL Divida Líquida / (Dívida Líquida + PL) 43,2% Dívida Líquida/ EBITDA 2,4x Dívida Líquida/ EBITDA - Sem Contingência/PDD 1,5x Calculando-se o ratio de alavancagem através da divisão da Dívida Líquida de junho/2013 pelo EBITDA (2012) alcança-se 2,4x. Se desconsiderarmos as provisões para devedores duvidosos e contingências realizadas no período este índice é de 1,5x. Esta situação de boa liquidez é resultado do recebimento dos mútuos intercompanies e Daycoval. (e) Índice de Cobertura de Dívidas (covenants) Algumas dívidas da Enersul possuem índices financeiros firmados contratualmente, e até mesmo não financeiros, a serem verificados pela companhia com periodicidade trimestral, semestral e ou anual ( o enants ). Na apuração feita em 30 de junho de 2013, a grande maioria dos Covenants estava cumprida, com exceção da dívida com o HSBC que estava em default, conforme pode ser visto abaixo. 137

138 APURAÇÃO EM 30/06/2013 COVENANT FINANCEIRO FI-FGTS Indicador Periodicidade Verificado em 30/06/2013 Status Dívida Líquida / (Dívida Liquida + PL) < 0,55 Trimestral 0,34 Cumprido Total Captações Ano < 5% Total Ativo (início 09/08/2010) < 5% Limite de R$ Anual Cumprido Total p/ Novas Operações Individuais R$ mil (atualizado IPCA) < ou = Anual Cumprido Total do Ativo p/ Renovação de Operações Cumuladas no Mesmo Exercício < 20% Limite de R$ Anual Cumprido Total para Renovação Operação Individual R$ mil Atualização IPCA < Anual Cumprido FI-FGTS (ACORDO DE INVESTIMENTO) DEC < 13,00 Anual 12,66 Cumprido FEC < 10,00 Anual 7,87 Cumprido PERDAS < 22,4% Anual 18,5% Cumprido BRADESCO Dívida Líquida / EBITDA < 4,00 Semestral 3,25 Cumprido ELETROBRAS Novos Compomissos Financeiros Conjuntos < 5% Total Ativo Fixo Novos Compomissos Financeiros < 5% Total Ativo Fixo Endividamento < 66% Ativo Fixo < 5,0% Limite de R$ < 5,0% Limite de R$ < 66% Limite de R$ Trimestral Cumprido Trimestral Cumprido Trimestral Cumprido HSBC Dívida Líquida / EBITDA < 3,00 Trimestral 3,97 Default Os dados apurados no quadro acima foram informados pela própria Enersul. Independente do cumprimento dos Covenants financeiros, Energisa possui um plano de gestão das dívidas existentes e de contratação de novos financiamentos para realização do relevante programa de investimentos necessários à companhia, o que já está em curso, visando sua aplicação logo na assunção do controle do Grupo Rede, conforme descrito nos capítulos 7 de

139 (f) Stand Still Com a dificuldade de refinanciamento agravada pela elevada alavancagem e pela crise financeira envolvendo o Grupo Rede, a Enersul teve que recorrer a um instrumento de interrupção temporária de pagamento de suas obrigações de dívida. Em outubro de 2012 foi assinado um primeiro Termo de Entendimentos entre todas as distribuidoras do Grupo Rede e uma parcela relevante dos credores com objetivo de suspender o fluxo de pagamento dos empréstimos e financiamentos existentes à época. O quadro abaixo apresenta a lista dos credores da Enersul que são signatários do Termo de Entendimentos e o respectivo saldo devedor em 30 de junho de 2013, que alcançou um total de R$408,0 milhões. SALDO EM 30/06/2013 CREDOR R$ Milhões Esse montante 82,6% da dívida bancária da companhia, não considerando o saldo devedor perante a Eletrobrás que em 30 de junho de 2013 era de R$77,4 milhões. O Termo de Entendimentos considerava que: Em 31 de agosto de 2012 a ANEEL decretou intervenção às concessionárias de distribuição de energia elétrica do Grupo Rede. Em 11 de outubro de 2012 a Rede Energia S/A informou que celebrou um memorando de entendimentos falando da possibilidade de alienação do controle indireto do Grupo e a necessidade de celebração de acordo com credores da Rede Energia e demais empresas do Grupo. TERMO DE ENTENDIMENTOS BRADESCO 401,1 BRASIL 1,4 BVA 2,2 SAFRA 3,3 TOTAL 408,0 Durante o Período de Suspensão dos pagamentos, constante do Termo de Entendimentos, os credores concordam que não declararão vencimento antecipado das obrigações decorrentes das Operações Financeiras celebradas com as concessionárias, ou de fatos e eventos relacionados à Rede Energia (controladora), tais como não pagamento de suas obrigações no vencimento, ajuizamento de execuções e protestos contra a Rede Energia, e inclusive pedido de recuperação judicial ou extrajudicial, fato que se materializou em 23 de novembro de 2012, 139

140 quando quatro empresas holdings e uma comercializadora de energia do Grupo requereram recuperação judicial. A condição suspensiva do Termo de Entendimentos era a comprovação de adesão de 90% dos credores do Anexo I do documento, que apresenta o volume de participação financeira. No Anexo I existe a relação de credores cuja participação foi considerada exclusivamente para os fins do quorum desta condição. Cumpre informar que tal condição suspensiva foi atendida. O prazo de validade do Termo de Entendimentos era de 120 dias após sua assinatura ou após o término da intervenção da ANEEL, o que acontecer primeiro. Em fevereiro de 2013 foi firmado o primeiro aditivo ao Termo de Entendimentos. Basicamente, o primeiro aditivo ao Termo de Entendimentos estabeleceu a prorrogação do prazo de validade para 15 de julho de Em junho de 2013 as partes assinaram o segundo aditivo prorrogando o prazo de validade para 15 de setembro de Houve também alteração da Cláusula 1.1, na qual os credores signatários do Termo assumiram o compromisso de não declarar vencimento antecipado das dívidas das concessionárias em caso de ser decretada a falência da Rede Energia, CTCE, QMRA, EEVP e/ou DENERGE. (g) Mútuos Como parte da correção das transgressões apontadas pela ANEEL, este Plano apresentado pela Rede Energia, no âmbito da aquisição do controle pela Energisa, deverá tratar a liquidação dos mútuos entre companhias. Com base nas demonstrações financeiras de 30 de junho de 2013, Enersul pagará mútuos existentes no montante de R$48,9 milhões, dos quais R$35,6 milhões junto a distribuidoras coligadas e R$13,3 milhões perante a Rede Power, holding do Grupo, conforme abaixo demonstrado: 140

141 R$ milhões Celtins 24,4 EDEVP 11,0 Caiuá 0,1 EEB 0,1 Distribuidoras 35,6 Rede Power 13,3 Holdings 13,3 TOTAL 48,9 Por outro lado, Enersul possui saldo de mútuo a receber de R$8,6 milhões da Rede Power, holding do Grupo, conforme descrito abaixo. Esse saldo ativo deverá liquidar parcialmente o passivo que Enersul possui com Rede Power. R$ milhões Rede Power 8,6 Distribuidoras 8,6 141

142 5. Visão do Interventor sobre a Concessão A ANEEL por meio da Resolução Autorizativa nº 3.649, de 31 de agosto de 2012, determinou a Intervenção Administrativa na Enersul. Segundo a Resolução, a intervenção tem como objetivos a defesa do interesse público, a preservação do serviço adequado aos consumidores e a gestão dos negócios da concessionária, assegurando o cumprimento das obrigações legais e contratuais vinculadas ao Contrato de Concessão. Ao Interventor designado, Engenheiro Jerson Kelman, foram conferidos plenos poderes de gestão e administração sobre as operações e os ativos da concessionária, competindo-lhe, entre outras atribuições fixadas, a de prestar contas à ANEEL, independentemente de qualquer exigência, no momento em que deixar suas funções, ou a qualquer tempo, quando solicitado, bem como deverá apresentar relatórios periódicos das ações praticadas no âmbito da intervenção. Nesse contexto, a ANEEL concretamente tem a possibilidade de conhecer com profundidade a situação em que se encontra a Enersul. Isso poderá ser feito com segurança, uma vez que há mais de um ano a gestão dessa concessão está sob intervenção da Agência. O Interventor, além de conviver com a realidade da concessão, de ter notória experiência no setor elétrico, inclusive como ex-regulador, poderá, como previsto na mencionada Resolução Autorizativa, informar para a ANEEL a exata medida da situação e sinalizar possíveis formas de superação, o que mitiga sobremaneira eventual assimetria da informação. Não há dúvida de que o Interventor é hoje uma fonte de informação fidedigna sobre a realidade da concessionária, no sentido de acusar e precisar quais exigências regulatórias as concessões estão incapacitadas de atender nos atuais prazos estabelecidos. A Energisa teve a oportunidade de fazer duas reuniões na Enersul. A primeira, que durou uma semana, foi caracterizada pela busca inicial e intensa de informações, conhecimento detalhado da concessão e identificação dos principais problemas e desafios. A segunda, com duração de 1 dia, visava uma interação mais objetiva com o Interventor e sua equipe. Essa segunda reunião teve por finalidade obter a visão mais detalhada do Interventor sobre os principais problemas da concessão, bem como a apresentação, pela Energisa, das premissas que seriam utilizadas no Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões. 142

143 Dessa reunião resultou uma Memória da Reunião, assinada pelas partes, conforme Anexo, que apresenta os principais temas tratados, da qual podem ser destacados: O Interventor informou que, dependendo da situação de caixa, pretende honrar antes do final da intervenção a dívida com encargos setoriais e financiamento RGR; Existem dividendos ainda não pagos da ordem de R$ 40 milhões e mútuos no valor aproximado de R$ 38 milhões; No que se refere ao ressarcimento de consumidores e incorporação de redes, o valor provisionado é de cerca de R$ 80 milhões; No tema qualidade destacou que há carência de empreiteiras na região. Realçou-se que as redes são extremamente longas, o que dificulta as atividades para melhoria da qualidade. Algumas empreiteiras encerraram as atividades no Estado e deixaram de atender à Enersul; Devido à dificuldade de contratação de empreiteiras informou que deverá investir em 2013, na expansão do sistema, R$ 148 milhões; No que se refere às perdas não técnicas, foi ressaltado que não foi possível limitar as perdas não técnicas à trajetória regulatória definida pela ANEEL. Para que essa trajetória pudesse ser alcançada seria necessário um enorme esforço operacional e financeiro, com possível comprometimento da modicidade tarifária; A Enersul ressaltou que, em relação ao Projeto Pantanal, as ligações que abrangem fazendeiros e ribeirinhos. Não parece razoável que esses consumidores sejam atendidos pela distribuidora porque tal medida afrontaria de forma significativa a modicidade tarifária. Sugere que no Plano a ser apresentado pela Energisa à ANEEL seja tratado o Projeto Pantanal como questão futura que necessita tratamento específico, pautado na razoabilidade econômica e na modicidade tarifária. Nesse tema, há necessidade do Poder Público e ANEEL analisarem com mais profundidade a questão; Foi alertado para a necessidade de ser dada continuidade ao esforço para diminuição do índice de inadimplência, principalmente para consumidores de difícil corte (hos itais oder úblico e troca de titularidade ). Em síntese os principais desafios da concessão estariam relacionados com perdas e qualidade. Com relação à qualidade, a exequibilidade não depende apenas de recursos financeiros, tendo em vista a escassez de empreiteiras e mão de obra especializada na região. Quanto às perdas a solução depende de um enorme esforço operacional e financeiro, com comprometimento da 143

144 modicidade tarifária. Adicionalmente, existe a questão do projeto Pantanal que precisa de equacionamento fora tarifa. A dificuldade de cumprir as metas regulatórias de qualidade estabelecidas já havia sido levantada pela Enersul, no contexto da AP nº 04/13, relativa a 3ª RTP da concessionária, concluída, em abril de 2013, portanto 7 meses após o início da intervenção. Naquela oportunidade a concessionária formalizou a sua contribuição ao tema: a nova proposta ANEEL de limites DEC e FEC para os conjuntos da Enersul, apresentada na Nota Técnica n o a n a r s ta a o r a o vo o os t s o a s to a nt a as o para o aos va or s a on ss on r a v s p n an o as tas pactuadas no 2CRTP. As perdas também foram objeto de contribuição por parte da Enersul no contexto da AP nº 04/13, conforme apresentado a seguir: os ú t os n o anos ( 8 ) a n rs s nvo v p anto a s r a õ s para o combate das perdas não técnicas (PNT). (...) Apesar de todo esse esforço de pessoal e recursos que vem contribuindo para redução das PNT ao longo ciclo tarifário, o percentual das PNT não alcançará o percentual regulatório do ponto de chegada ao final do 2CRTP (...) Baseado no menor percentual de perda global de energia observado no período de 2003/2008 na área de concessão da Enersul (19,11% sobre a energia injetada) e na metodologia de calculo da perda técnica aplicada naquele ciclo revisional (12,55% sobre a energia injetada), a ANEEL definiu, por diferença, a perda não técnica de 6,56% sobre a energia injetada, equivalente a 14,32% sobre o mercado de baixa tensão. Na época foi demonstrado que o menor percentual de perda não técnica de 14,32% sobre o mercado de baixa t ns o n o r a a r a a a r a na a s apro ava a ata a r v s o a n rs 8 o p r nt a a an ava 23,05% (janeiro de 2008). (...) portant r sar os r rsos r at r os op ra o para o at n nto da trajetória de redução das PNT obedeceu aos dimensionamentos físicos de atividades (regularizações e inspeções) e equipes necessárias, via a metodologia da Empresa de referencia. (...) Mesmo com as diferenças expressivas nos volumes de atividades e equipes utilizadas pela Enersul a trajetória de PNT real não atingiu a meta regulatória evidenciando mais uma vez o quanto o ponto de partida do 2CRTP não refletiu as condições especificas que estava submetida área de concessão. 144

145 Mantida a realidade atual da área de concessão da Enersul, esta possível trajetória de perdas não técnicas promoveria um déficit de receita tarifaria de R$ ,24 ao longo do terceiro ciclo, originadas da compra adicional de energia de ,08 MWh ao preço médio de R$ 1 8 ( as s n n a a 579), o que certamente comprometeria a sustentabilidade da operação. sta aro a n rs propor ntro o to a pr s nt r v s o tar r a, uma trajetória exequível de redução de perdas não técnicas ara sto ons ra ( ) ava a o r a sta o ponto par a as p r as n o t n as ( ) ava a o pr sa o on nto par tros t n a nt orr spon a s a õ s o at as p r as n o t n as, e por consequência, da velocidade limite anual de redução possível. Neste contexto, a Enersul toma como ponto de partida o seu percentual de perdas não técnicas de 15,98%, valor mais recente observado, dezembro de 2012, e que representa um avanço em relação ao percentual de 19,32% verificado ro por onta a p nta o o p ano o at as rso o o v o a a an a redução de 1,48% a.a., valor típico com as características da área de concessão em termos de porte, nível atual de perdas e complexidade socioeconômica. (...) n v as p r as r ta orr nt s o n o a n nto a tra t r a r at r a r o as p r as n o t n as ons t san o r at r a n r nt r a o por incentivos. Logo, a fixação desta trajetória deve ser pautada pelo regime excepcional concedido e não pela aplicação pura e seca dos normativos vigentes para casos padrão. Portanto, considerando a dificuldade econômico-financeira enfrentada pela Enersul justifica-se a flexibilização da trajetória de perdas não técnicas da Enersul. (...) r s rva o poss v on to a to p o or na nto r o ras ro n o nos parece razoável e proporcional exigir-se uma meta regulatória que extrapola as possibilidades reais de seu atingimento, especialmente para uma empresa que enfrenta as dificuldades econômico- financeiras da Enersul. (...) o s onstra ra o v propor ona por str ora nv s nto s o rt ra tar r a t o va o para a n nto as tas p na as p la S.R.E. (...) n a s v ss tota spon a nan ra para to o a r nv s nto n o r v s a v v a o op ra ona ta an o nv s nto no o at seria necessário para o alcance da meta da S.R.E.. (...) 145

146 Por todo o exposto (...) reitera-se o pleito de fixação das perdas não técnicas da Enersul da seguinte forma: Em resposta ao pleito da concessionária, por meio da Nota Técnica SRE n o 84/2013, a ANEEL afirmou que: ss n a nt a n o pat a ntr as tra t r as r o propostas p a n n rs t o o or a n o o ponto par a a v t r os var a o an a a on ss on r a ato t apr s nta o r s ta os r o s p r or s pr pr a trajetória de redução a ela imposta. Tal divergência ocorre porque o ponto de partida para as perdas não técnicas definido para 2CRTP representou já na partida uma glosa, situando-se abaixo do nível real da empresa. (...) A trajetória de perdas para o 3CRTP foi definida de a or o o a to o o a n a o s o o r a os pro ntos to o os s r o ap a os nos pro ssos tar r os o r r o o ss aso o r a nto t por pr n p o a continuidade no tratamento das trajetórias r o a v o o at s p r as n o t n as r pr s nta sa o on n o a on ss on r a, que extrapola os limites dos ciclos tarifários. Por essa razão não se admite, salvo casos específicos, um retrocesso nos limites admissíveis de perdas não técnicas. (...) n rs n o s n a ra na o sta a p a r ra a v a s a poss n o s a as v r as o tras on ss on r as o par v s pra an o p r as pata ar s inferiores, como por exemplo, Celtins, Coelce, Cos rn ntr o tras ss on or o r a nto v nt n o pr v s o para a o o ponto par a a tra t r a p r as on or p t a o Diante do não acatamento por parte da ANEEL de seus pleitos, a Enersul em 24/04/14, interpôs recurso administrativo contra a Resolução Homologatória nº 1505/13, que homologou os resultados da sua 3ª RTP. Desse recurso cabe destacar: 146

147 Quanto às Perdas Não Técnicas 147

148 Analisando as contribuições aportas pela concessionária no contexto da 3ª RTP, os argumentos apresentados no recurso administrativo e as conclusões decorrentes das duas reuniões realizadas entre Enersul e Energisa, resta claro que a concessão apresenta, além do projeto Pantanal, dois outros grandes problemas a serem enfrentados: as metas regulatórias de perdas e a extensão do plano de universalização rural. 148

149 6. Contexto de Elaboração do Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões A Lei n o /12 define, em seu artigo 12, os prazos e condições para apresentação de Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões que ensejaram a intervenção, conforme descrito abaixo: Art. 12. Os acionistas da concessionária de serviço público de energia elétrica sob intervenção terão o prazo de 60 (sessenta) dias, contado do ato que a determinou, para apresentar à Aneel um plano de recuperação e correção das falhas e transgressões que ensejaram a intervenção, contendo, no mínimo: I - discriminação pormenorizada dos meios de recuperação a serem empregados; II - demonstração de sua viabilidade econômico-financeira; III - proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação; e IV - prazo necessário para o alcance dos objetivos, que não poderá ultrapassar o termo final da concessão. 1º A adoção de qualquer meio de recuperação não prejudica as garantias da Fazenda Pública aplicáveis à cobrança dos seus créditos nem altera as definições referentes a responsabilidade civil, comercial ou tributária, em especial no que se refere à aplicação do art. 133 da Lei nº 5.172, de 25 de outubro de As Resoluções Autorizativas que determinaram a intervenção nas concessionárias do Grupo Rede definem, no artigo 3 o : Art. 3º A intervenção não afetará o curso regular dos negócios da concessionária, nem seu normal funcionamento, ficando imediatamente afastados do exercício dos seus mandatos os Diretores, os membros dos Conselhos de Administração e do Conselho Fiscal. (...) 3º A assembleia de acionistas da concessionária terá um prazo de 60 (sessenta dias) para apresentar à ANEEL um plano de recuperação e correção das falhas e transgressões que ensejaram a intervenção, contendo, no mínimo: I discriminação pormenorizada dos meios de recuperação a serem empregados; II demonstração de sua viabilidade econômico-financeira; III proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação; e IV estipulação do prazo necessário para o alcance dos objetivos principais, que não poderá ultrapassar o termo final da concessão. 149

150 A ANEEL, por meio de ofício enviado pela SFF, determinou que as concessionárias do Grupo Rede devem apresentar uma versão atualizada de seus Planos de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões, conforme as seguintes orientações da Agência: sta nova v rs o o ano v r ont p ar os pr n pa s onstra vos ont s projetados como o Balanço Patrimonial, Demonstração de Resultados e Demonstração do Fluxo de Caixa Direto. Os onstra vos v r o s r a onta a r at r a na ata as ar o v s r pro ta os at o ano 2025 em bases trimestrais e em moeda nominal. Além disso, as Concessionárias deverão apresentar o Balanço Energético. or s st nta a nt n -s os n s v a a (-) ap n r or a v s v a a n r or a v s anto v a Líquida, esta inclui os recolhimentos em atraso e renegociados de fornecedores, encargos setoriais e tributos, mútuos passivos e déficits atuariais, mas não inclui créditos a receber de entidades ligadas. Com base no disposto na legislação vigente e nas determinações da ANEEL, o Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões foi estruturado e concebido, considerando as seguintes premissas: (i) discriminação dos meios a serem empregados para viabilizar a recuperação da concessão; (ii) demonstração da viabilidade econômica e financeira da concessionária; (iii) apresentação da geração de caixa da concessionária após a implementação do Plano, que deve ser compatível com o volume de serviço da dívida e a necessidade de investimentos; (iv) consideração da concessionária adimplente com as obrigações intrassetoriais; (v) consideração da concessionária adimplente com as obrigações tributárias; (vi) consideração da concessionária adimplente com os empréstimos adquiridos com partes relacionadas (mútuos passivos); (vii) recebimento de créditos com partes relacionadas (mútuos ativos); (viii) eliminação do risco sistêmico em relação às concessionárias integrantes do Grupo Rede; (ix) proposição de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação; e 150

151 (x) estabelecimento de prazo necessário para o alcance dos objetivos deste Plano de Recuperação. Neste sentido foi iniciado um intenso processo de diligência nas empresas sob intervenção, realizado em três etapas: A primeira etapa consistiu em interações presenciais que duraram 1 semana em cada uma das empresas e foi caracterizada pela busca inicial e intensa de informação, conhecimento das concessões e detecção dos principais problemas e desafios. Após esta imersão, foi possível conhecer melhor as características principais e iniciar a elaboração do Plano; Na segunda etapa ocorreu uma interação mais objetiva junto às equipes de cada uma das empresas sob intervenção, de forma a validar as principais premissas que seriam tratadas no Plano. Objetivou-se uma maior robustez e maior aproximação com a realidade das concessões, necessárias para a análise e para suportar a decisão do Regulador; A terceira etapa consistiu em realizar projeções olhando o cenário até 2025 e em propor soluções para cada um dos temas que apresentavam problemas, as quais serão detalhadas no Plano. Nesta etapa objetivou-se ser criterioso quanto à exigibilidade da solução proposta, bem como ponderar os impactos financeiros e tarifários, buscando o melhor para a concessão e seus consumidores. Cerca de 60 profissionais da ENERGISA participaram diretamente da análise e proposição do Plano ora apresentado, o que demonstra o comprometimento com a caracterização das concessões e seus desafios, bem como o propósito de se refletir a realidade atual e prospectiva. Sob este contexto de intenso trabalho e estudo dos principais desafios das áreas de concessões sob intervenção é que foi construído o Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões ora proposto. 151

152 7. Cenário Prospectivo a partir da Situação Atual Avaliação Econômico-Financeira Seção 7.01 Cenário Macroeconômico Tendo em vista um viés mais amplo de pesquisa, foi utilizado o cenário macroeconômico prospectivo divulgado pelo Boletim Focus para projetar os indicadores de preço, juros, câmbio e nível de atividade. Tal boletim é emitido semanalmente pelo Banco Central do Brasil, após consulta a aproximadamente 100 instituições do mercado financeiro, com vistas a monitorar as expectativas dos agentes em relação aos indicadores econômicos nacionais. O quadro abaixo apresenta o cenário macroeconômico divulgado pelo Boletim Focus de 20 de setembro de 2013 e utilizado nas projeções econômico-financeiras apresentadas neste relatório. Cumpre ressaltar que os dados abaixo representam a mediana das expectativas de mercado, refletindo projeções até 2017 e extrapoladas até 2025 conforme abaixo descrito. CENÁRIO MACROECONÔMICO INDICADORES DE PREÇO IPCA 5,8% 5,9% 5,5% 5,3% 5,5% 5,3% 5,0% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% IGPM 5,2% 5,8% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% JUROS CDI / SELIC 8,4% 9,7% 10,0% 9,5% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% TJLP 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% CÂMBIO US$ - Taxa Fim 2,33 2,40 2,40 2,45 2,50 2,57 2,65 2,70 2,77 2,83 2,89 2,96 3,02 US$ - Taxa Média 2,03 2,37 2,40 2,43 2,48 2,54 2,61 2,67 2,74 2,80 2,86 2,92 2,99 US$ - Variação Cambial 14,0% 3,0% 0,0% 2,1% 2,0% 3,0% 2,7% 2,3% 2,3% 2,3% 2,3% 2,3% 2,3% PIB PIB Total Brasil 2,4% 2,2% 2,5% 3,0% 3,1% 3,3% 3,8% 4,2% 4,0% 4,1% 4,0% 4,0% 4,0% O Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) é o índice oficial que o Governo Federal utiliza para medir as metas inflacionárias desde O cenário prospectivo prevê que o IPCA ficará acima de 5,0% ao ano até Por seu lado, a expectativa para o Índice Geral de Preços ao Mercado (IGP-M) é estabilizar em 5,0% a partir de Ambos os indicadores convergem para o patamar de 4,5% ao ano, o que foi adotado como a inflação de equilíbrio de longo prazo da economia brasileira. No curto prazo, o repasse da depreciação cambial, a alta nos preços internacionais de grãos e commodities, e o comportamento altista dos preços de serviços geram expectativa de que os índices de preço ficarão acima do centro da meta do regime de inflação. O curto prazo das projeções captura um potencial reajuste nos preços domésticos da gasolina, cujo impacto tenderá a retardar a desaceleração da inflação. 152

153 Nessas circunstâncias, o Banco Central manteria a trajetória de aumento da taxa básica de juros até 2015, quando a expectativa é que a mediana da SELIC atingirá 10,0% ao ano. O objetivo é manter a inflação ancorada dentro dos limites do regime de metas, cuja principal ação do banco se baseia no controle da taxa de juros básica de curto prazo. No cenário macroeconômico utilizado neste plano, após 2015 a SELIC apresentará trajetória levemente declinante, testando patamares de equilíbrio entre 9,0% e 8,5% ao ano. Quanto à Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP), a expectativa é que se mantenha estável em 5,0% ao ano ao longo de todo o horizonte de projeção, o que é razoável dado à avaliação do comportamento recente de menor volatilidade neste indexador. A evolução recente da conjuntura econômica internacional reforçou a perspectiva geral do mercado financeiro para acomodação da cotação cambial doméstica próxima de R$ 2,40/USD para os próximos anos. Os fundamentos da economia brasileira seguem sustentando a expectativa para depreciação do real, em especial as condições da inflação e suas consequências sobre a trajetória da taxa de juros, já mencionadas, e a situação das contas externas brasileiras. Em relação a essas, destacamos o desempenho recente da balança comercial, cujo saldo tem sido fortemente afetado pela queda das exportações de petróleo em decorrência da queda da produção doméstica e das vendas para a Argentina que continua limitando a entrada de produtos manufaturados brasileiros. Períodos de volatilidade cambial poderão voltar a ocorrer no curto e médio prazos, na esteira da formação de expectativas quanto à condução da política monetária norte-americana e mesmo quanto ao resultado das eleições brasileiras de No longo prazo o cenário macroeconômico adotado prevê que a variação cambial será resultante do diferencial entre a inflação brasileira e a norte-americana, esta última medida pelo CPI (Consumer Price Index), equivalente ao Índice de Preços ao Consumidor brasileiro. A expectativa de crescimento do PIB para o próximo triênio é abaixo de 3,0% ao ano. Como base dessa avaliação está o fato de que o crescimento tendencial da economia brasileira entendido como a velocidade média do PIB corrente, livre da volatilidade de curto prazo e de choques exógenos que não tendem a se repetir permanece entre 2,0% e 2,5%. O aumento da taxa básica de juros (SELIC) e a depreciação da taxa de câmbio no mesmo período deverão, em alguma magnitude, conter a expansão da economia brasileira. Por outro lado, haverá o efeito positivo da Copa do Mundo (especialmente das obras que serão entregues até ano que vem), o início de algumas importantes obras de infraestrutura, no 153

154 âmbito do programa de concessões, e a melhora das exportações, impulsionadas pela recuperação em curso da economia global e pelos efeitos positivos da depreciação do real. A expansão do crédito neste e no próximo ano seguirá sustentando a retomada da atividade econômica, pautada principalmente em linhas voltadas aos investimentos, ao crédito habitacional e nos repasses do BNDES. Fatores domésticos estruturais também seguem pesando sobre o desempenho da economia brasileira. Cabe destacar desafios conhecidos como: (i) aqueles ligados às deficiências de infraestrutura e à qualidade da educação, que comprometem nossa competitividade; (ii) o mercado de trabalho apertado decorrente principalmente de questões demográficas; e (iii) a demanda externa ainda em lenta recuperação. Ao mesmo tempo, vetores de dinamismo do consumo nos últimos anos, tais como a mobilidade social, ainda estão presentes, mas com um ritmo de contribuição menor do que o verificado no passado. É necessário reconhecer também o esforço pelo qual passa a grande maioria das empresas (e das famílias), na busca de ganhos de eficiência através da redução de despesas e revisão de processos, que implicam necessariamente uma expansão da economia mais contida, principalmente de serviços, no curto prazo. Efeitos regionais do crescimento do PIB serão observados no capítulo que trata o mercado da concessionária. Seção 7.02 Mercado Metodologia As previsões foram baseadas em modelos univariados, que utilizam o comportamento passado dos dados para a projeção futura. Esses modelos apresentam vantagens no quesito capacidade de ajuste aos dados, visto que não eram disponíveis outras variáveis explicativas com o histórico de tamanho semelhante ao da série de dados de consumo. Basicamente, os métodos utilizados consistiram em explicar uma variável por meio da identificação de dois componentes de causalidade: a) componentes auto-regressivos, que estabelecem uma correlação entre o valor corrente da variável dependente e seus valores defasados; 154

155 b) componentes de correção dos erros, ou de média móvel, em que o valor corrente da variável dependente está correlacionado com um processo de correção ou redução temporal dos resíduos defasados. O diagnóstico dos modelos foi feito a partir de estatísticas abaixo descritas: DM Discrepância Média: Simplesmente a média dos erros de previsão. DAM Discrepância Absoluta Média: Mais robusta, pois trabalha com os valores na forma absoluta (sem sinal). Trata o erro como se fosse uma distância. DQM Discrepância Quadrática Média: Segue a lógica da DAM eliminando o sinal através do quadrado. Proporciona facilidade em operações matemáticas. DPAM Discrepância Absoluta Média: É o erro em relação ao valor observado. Fácil interpretação intuitiva, pois mede a discrepância em termos percentuais. U de Theil - Mede se a previsão seria melhor utilizando a mais simples das técnicas (Método Ingênuo). AIC Critério de Informação de Akaike: Penaliza o modelo através da inclusão de novas variáveis, respeitando o princípio da parcimônia. O melhor modelo é aquele que minimiza o AIC. A escolha do melhor modelo se deu por meio da análise dos erros (quanto menor melhor), AIC (quanto menor melhor) e U de Theil, que deve se encontrar entre 0 e 1. O modelo escolhido resulta não apenas da sugestão do software, mas também de uma análise global realizada pelo analista, entendendo o comportamento da série histórica e identificando a presença e necessidade ou não de retirada de pontos atípicos, outliers. Fonte de Dados Para a construção das previsões utilizou-se como base histórica as informações disponibilizadas no Data Room de 2001 a 2011 e os SAMPs, disponibilizados pela Aneel, para os anos de 2012 e 2013 (até junho). A base histórica contém dados mensais, por classe de consumo, totalizando 150 observações (jan/01 a jun/13). No caso da classe industrial, foi retirada do histórico do consumo a quantidade de energia elétrica consumida de todos os clientes livres, de tal forma a projetar apenas o consumo dos 155

156 clientes cativos, sem risco de contaminação do histórico devido à migração para o Mercado Livre. Assim procedendo, foram projetadas 150 observações mensais, de julho de 2013 a dezembro de 2025, para as variáveis consumo cativo e número de consumidores por classe, resultando em projeções de consumo médio. Também foram realizadas previsões para o consumo médio dos clientes livres, tomando como base o número de consumidores estável até o ano de Durante o processo de previsão houve grande interação com as áreas de Mercado das empresas do Grupo Rede, a fim de captar percepções e avaliar se as previsões propostas estavam coerentes com o cenário local. Para a construção do Balanço Energético, também foram utilizadas as informações de migrações de clientes para o Mercado Livre, bem como as previsões de ampliações e de entrada de novas cargas. Para a classe Rural, foram utilizadas ainda as informações de entrada de clientes em decorrência da Universalização. Por fim, foi adicionada à série a previsão de Energia Recuperada resultante das ações de combate às perdas não técnicas, agregando ao faturamento um consumo fruto das cobranças passadas. Análise das Projeções Cenário Prospectivo As análises feitas a seguir levam em consideração o Cenário Prospectivo, englobando a Energia Recuperada, Perdas e Universalização da classe Rural neste mesmo cenário. Consumo O consumo de energia elétrica Total da Enersul acumulou, até o primeiro semestre de 2013, crescimento de 7,1% vs Com base neste crescimento acumulado e na taxa de crescimento média de 6,2% a.a. no período compreendido entre os anos de 2006 e 2012, as projeções da Energisa apontam um crescimento no consumo total de 5,4% para o fechamento de 2013 vs Esta taxa é suavemente amortizada a partir de 2014, no decorrer dos anos subsequentes, encerrando o período com um crescimento geométrico de 5,0% a.a. no consumo do mercado Total da Enersul. 156

157 O consumo total permanece em 6,2% a.a. no período retirando efeitos de migrações. Consumo Total - ENERSUL ,4 Cresc. Acum. 2006/2012 6,2% 6,6 Total GWh Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2013/2025 5,0% 5,5 5,5 5,5 5,1 4,6 4,7 4,6 4,5 4,5 4,4 4, ,0 18,0 16,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 - Fonte: Balanço Energético. O consumo de energia nas residências vinculadas à Enersul acumulou, até o sexto mês de 2013, crescimento de 9,7% vs Tomando como premissa este crescimento acumulado em 2013 e o crescimento médio de 6,6% a.a. no período de 2006 e 2012, as projeções da Energisa apontam um crescimento no consumo total de 7,8% para o ano de 2013 e um crescimento médio de 6,1% a.a. no período de Entre as classes analisadas, a Residencial é a mais afetada pela Energia Recuperada. Desta maneira, espera-se que a Energia Recuperada agregue ao mercado residencial da Enersul, em 2014, cerca de 33 GWh. No período acumulado entre 2014 e 2025, o valor chega a 292 GWh. 157

158 Consumo Residencial - ENERSUL Cresc. Acum. 2006/2012 6,6% Residencial GWh Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2013/2025 6,1% 25,0 20,0 15, ,8 9,1 6,6 6,4 6,2 6,0 5,4 5,7 5,6 5,6 5,5 5,5 5,4 10,0 5, Fonte: Balanço Energético. O consumo industrial de energia elétrica da Enersul acumulou, até junho de 2013, crescimento de 6,4% vs Esta forte taxa de crescimento influencia diretamente as projeções. Porém, o crescimento médio de 4,8% a.a. de 2006 a 2012 observado nesta classe reflete as diversas migrações ocorridas neste período. Com isso, visando obter o comportamento real do mercado sem o efeito de qualquer migração ocorrida ou novas cargas, analisou-se o mercado retirando todo e qualquer efeito de migrações e novas cargas. Desta forma, o crescimento industrial médio no período compreendido entre os anos de 2006 e 2012, atingiria 4,6% a.a. A Energia Recuperada na classe Industrial da Enersul tem como previsão agregar à classe, de 2013 a 2025, 15 GWh de consumo no total. Com base nestas prerrogativas, as projeções da Energisa indicam um crescimento geométrico no período de de 4,4% a.a., encerrando o ano de 2013 com crescimento de 5,4%. 158

159 Consumo Industrial - ENERSUL ,4 Cresc. Acum. 2006/2012 4,8% Industrial GWh Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2013/2025 4,4% 4,7 4,8 4,7 4,5 4,5 4,3 4,3 4,2 4,2 4,1 4,1 4, ,0 13,0 11,0 9,0 7,0 5,0 3,0 1,0-1,0 Fonte: Balanço Energético. O consumo de energia elétrica da Enersul na classe comercial acumulou, até junho de 2013, 6,6% de crescimento vs Levando em consideração o histórico do consumo comercial, a classe apresentou um crescimento médio de 7,4% a.a. de 2006 a A classe comercial, bem como a industrial, também é afetada diretamente com as migrações para o ambiente de contratação livre (ACL). Sendo assim, utilizou-se o mesmo método para a realização das previsões da Energisa. Retirando os efeitos das migrações ocorridas, o crescimento da classe comercial atingiria um crescimento médio de 7,8% a.a. no período A Energia Recuperada na classe Comercial é mais significativa quando comparada à classe Industrial. No período compreendido entre 2013 e 2025, espera-se que a Energia Recuperada agregue ao mercado comercial aproximadamente 59 GWh. Corroborando estas premissas, as projeções da Energisa apontam um crescimento médio de 5,0% a.a. no consumo comercial da Enersul no período e uma taxa de crescimento de 4,4% para o ano de

160 Consumo Comercial - ENERSUL Cresc. Acum. 2006/2012 7,4% 4,4 4,7 4,3 Comercial GWh Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2013/2025 5,0% 6,5 6,1 5,8 5,3 5,2 4,9 4,7 4,5 4,3 4, ,0 18,0 16,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 - Fonte: Balanço Energético. O consumo de energia elétrica Rural da Enersul acumulou, até junho de 2013, crescimento de 3,6% vs o mesmo período de No período compreendido entre 2006 e 2012 a classe Rural atingiu um crescimento médio de 4,9% a.a.. O forte crescimento em 2014 e 2015 decorre do processo de Universalização, que conforme projeções, agregará, em média, aproximadamente 41 GWh por ano. A Energia Recuperada na classe Rural possui a segunda maior representatividade entre as classes e, espera-se que agregue ao mercado Rural da Enersul até 2025, cerca de 106 GWh. Com base nestas premissas, as projeções da Energisa apontam um crescimento de 3,1% para o ano de 2013 e crescimento médio de 4,4% a.a. no consumo Rural no período Consumo Rural - ENERSUL ,1 Cresc. Acum. 2006/2012 4,9% 9,3 8,5 Rural GWh Taxa de Crescimento (%) 4,6 Cresc. Acum. 2013/2025 4,4% 5,9 3,6 2,9 3,2 3,1 3,0 3,0 2,8 2, ,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 - Fonte: Balanço Energético. 160

161 Resumo das projeções de Consumo - Enersul Crescimento Consumo (% a.a.) - ENERSUL 14,0 2006/ ,0 10,0 8,0 6,0 4,0 6,6 6,6 6,1 4,8 4,6 4,4 7,4 7,8 5,0 4,9 4,9 4,4 2006/2012 ** 2013/2025 5,8 5,8 6,2 6,2 5,0 3,0 2,0 - Residencial Industrial Comercial Rural Outros Total Fonte: Balanço Energético. ** Sem efeito de migrações. Consumo Livre e Número de consumidores O número de consumidores livres da Enersul em dezembro de 2012 era de 27 clientes livres. Até junho de 2013, o Ambiente de Contratação Livre (ACL) já contava com 33 clientes livres. Considerou-se estável o número de consumidores livres até Em contrapartida, com a série histórica do consumo livre dos clientes da Enersul, projetou-se o consumo no ACL. Até o primeiro semestre de 2013, o mercado livre da Enersul cresceu 12,4% vs Com base no histórico e no crescimento acumulado até o presente momento, espera-se que o consumo livre encerre o ano de 2013 com crescimento de 9,3% vs As projeções apontam crescimento médio de 3,2% a.a. no período

162 Consumo Ambiente de Contratação Livre (% a.a.) - ENERSUL ,3 Cresc. Acum. 2013/2025 3,2% Consumo GWh Taxa de Crescimento (%) 4,0 3,4 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,23, ,0 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 2,0 1,0 - Fonte: Balanço Energético. Número de Consumidores Até junho de 2013, a Enersul cresceu, em número de consumidores, 3,6%. Entre 2006 e 2012, o crescimento médio foi de 4,1% a.a.. Levando em consideração o número de consumidores realizado até o momento e o histórico, espera-se que o número de consumidores cresça em torno de 2,9% a.a. no período de 2013 a 2025, finalizando o ano de 2013 com aumento de 3,1%. Número de Consumidores Cresc. Acum. 2006/2012 4,1% TOTAL (Unidade) Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2013/2025 2,9% 15,0 13,0 11,0 9,0 7, ,1 3,4 3,6 3,1 3,2 2,9 2,8 2,7 2,7 2,6 2,6 2,5 2,5 5,0 3, , ,0 Fonte: Balanço Energético. 162

163 Em relação ao número de consumidores residenciais vinculados à Enersul, o crescimento até o primeiro semestre de 2013 foi de 3,8%. Tendo como base o crescimento acumulado até o período atual e a série histórica dos dados, as projeções da Energisa indicam um crescimento médio de 2,8% a.a. no período compreendido entre os anos de 2013 e 2025, finalizando o ano de 2013 com crescimento de 3,2%. Número de Consumidores Cresc. Acum. 2006/2012 4,0% Cresc. Acum. 2013/2025 2,8% Residencial (Unidade) Taxa de Crescimento (%) 3,2 3,2 3,1 3,1 3,0 2,9 2,8 2,7 2,6 2,6 2,5 2,5 2, ,0 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 - Fonte: Balanço Energético. O número de clientes industriais da Enersul cresceu 11,3% até o sexto mês de Tomando como base o forte histórico, indicando uma taxa média de crescimento de 7,9% a.a. no período entre 2006/2012 e o número de consumidores até o momento, as projeções da Energisa apontam que o número de clientes industriais deve encerrar o ano de 2013 com crescimento de 6,8%. No período , o crescimento geométrico pelas projeções indica 4,7%. 163

164 Número de Consumidores Cresc. Acum. 2006/2012 7,9% Industrial (Unidade) Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2013/2025 4,7% 14,0 12,0 10, ,8 6,1 5,8 5,5 5,2 4,9 4,7 4,5 4,3 4,1 4,0 3,8 3,7 8,0 6, , ,0 Fonte: Balanço Energético. O número de consumidores comerciais da Enersul cresceu, em média, 4,5% a.a. ao longo do período Até junho de 2013, a classe comercial também atingiu a mesma taxa, 4,5% quando comparado ao mesmo período de As projeções da Energisa, tomando como premissa todo o histórico de número de clientes comerciais e o crescimento até o primeiro semestre de 2013, indicam um crescimento de 3,6% ao final de No período dos doze anos subsequentes, as projeções apontam um crescimento de 3,9% a.a para o período. Número de Consumidores ,6 Cresc. Acum. 2006/2012 4,5% Comercial (Unidade) Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2013/2025 3,9% 4,1 4,0 4,0 3,9 3,9 3,9 3,8 3,8 3,8 3,7 3,7 3, ,0 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 - Fonte: Balanço Energético. 164

165 O número de consumidores rurais da Enersul apresentou um crescimento médio de 4,5% no período compreendido entre os anos de 2006 e Até junho de 2013, o crescimento do número de clientes rurais da Enersul atingiu crescimento ameno de 1,1%. Em 2014, com a Universalização do Rural, espera-se um aumento de clientes no ano e, que ao final de 2025, sejam consumidores a mais fruto do processo de Universalização. Corroborando estas informações, as projeções apontam um crescimento mais forte até 2017, pois não há mais entrada de clientes pela Universalização nos anos subsequentes, suavizando assim, o crescimento no decorrer dos demais anos e finalizando o período com um crescimento médio de 2,5% a.a. Para 2013, espera-se que o número de clientes rurais atinja expansão de 1,5%. Número de Consumidores ,5 3,6 6,4 2,6 4,1 Rural (Unidade) Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2006/2012 4,5% Cresc. Acum. 2013/2025 2,5% 1,8 1,8 1,8 1,7 1,7 1,7 1,6 1, ,0 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 - Fonte: Balanço Energético. 165

166 Resumo das projeções de número de consumidores - Enersul Crescimento Nº Consumidores (% a.a.) - ENERSUL 14,0 2006/ / ,0 10,0 8,0 6,0 4,0 4,0 2,8 7,9 4,7 4,5 4,5 3,9 2,5 6,0 3,5 4,1 2,9 2,0 - Residencial Industrial Comercial Rural Outros Total Fonte: Balanço Energético. Consumo Médio O crescimento do número de clientes demonstra que o aumento do mercado, ao longo do período em análise, se deveu basicamente ao número de clientes e não ao consumo médio. O consumo total médio no período de atingiu crescimento médio de 2% a.a.. O resultado permaneceria o mesmo retirando o efeito das migrações. De acordo com as projeções de mercado para o consumo e número de consumidores, espera-se que o consumo médio por consumidor encerre o ano de 2013 com crescimento de 2,3% vs A partir de 2016, as projeções apontam suave amortização, indicando um crescimento geométrico também de 2,0% a.a. no período compreendido entre os anos de 2013 e

167 Consumo Médio por Consumidor - Total - ENERSUL 700,0 600,0 500,0 400,0 300,0 200,0 100,0 0,0 2,3 Cresc. Acum. 2006/2012 2,0% 3,1 Total (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%) 1,9 Cresc. Acum. 2013/2025 2,0% 2,3 2,2 2,1 1,8 1,9 1,9 1,9 1,8 1,8 1, ,0 13,0 11,0 9,0 7,0 5,0 3,0 1,0-1,0 Fonte: Balanço Energético. O Consumo Residencial Médio da Enersul fechou o ano de 2012 com 160,9 kwh/consumidor/mês, contra 169 kwh/consumidor/mês do Centro-Oeste e 159 kwh/consumidor/mês do Brasil. Estes resultados mostram que se trata de um consumo médio elevado, mas ainda com espaço de crescimento em função, entre outros fatores, da elevada renda média. De acordo com as projeções, o consumo residencial médio fechará o ano de 2013 com crescimento de 4,4%, e, em termos absolutos, 168,1 kwh/consumidor/mês. No período de , projeta-se um crescimento médio de 3,2% a.a.. Consumo Médio por Consumidor - Residencial - ENERSUL 300,0 250,0 200,0 Cresc. Acum. 2006/2012 2,5% Residencial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2013/2025 3,2% 15,0 13,0 11,0 9,0 150,0 100,0 50,0 4,4 5,6 3,3 3,2 3,1 3,1 2,6 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 3,0 7,0 5,0 3,0 1,0 0, ,0 Fonte: Balanço Energético. 167

168 No industrial, o consumo médio encerrou em queda de 2,9% no período de 2006 a Este resultado é influenciado pelas migrações para o Mercado Livre. Levando em consideração todo histórico e as demais projeções acima, espera-se que o consumo industrial médio encerre o ano de 2013 com retração de 1,3% vs 2012 e que a queda seja amenizada ao longo dos anos de forma a inverter o cenário e acumular ligeira retração de 0,3% no período 2013/2025. Retirando o efeito das migrações ocorridas, o consumo médio industrial encerraria o período entre 2006 e 2012 com retração 3,1% a.a.. Consumo Médio por Consumidor Industrial - ENERSUL , , , , , ,0 Industrial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2006/2012-2,9% Cresc. Acum. 2013/2025-0,3% -1,3-1,4-1,0-0,8-0,6-0,5-0,4-0,2-0,1 0,1 0,2 0,3 0,4 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 0, ,0 Fonte: Balanço Energético. O consumo médio comercial atingiu crescimento médio de 2,8% a.a ao longo de As projeções da Energisa apontam que o consumo comercial médio encerrará o ano de 2013 com crescimento de 0,7% vs No período de 2013 a 2025, a taxa de crescimento será de 1,1% a.a.. 168

169 Consumo Médio por Consumidor - Comercial- ENERSUL 1.800, , , , ,0 800,0 600,0 400,0 200,0 0,0 0,7 Cresc. Acum. 2006/2012 2,8% 0,6 Comercial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%) 0,3 Cresc. Acum. 2013/2025 1,1% 2,5 2,1 1,8 1, ,3 1,1 0,9 0,7 0,5 0,4 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Fonte: Balanço Energético. No Rural, o consumo médio apresentou ligeiro crescimento de 0,3% no período entre 2006 e Corroborando as projeções de consumo e número de consumidores acima, espera-se que o ano de 2013 encerre com um crescimento de 1,6% vs No período as projeções apontam um crescimento médio de 1,8% a.a.. Consumo Médio por Consumidor Rural - ENERSUL 800,0 700,0 600,0 500,0 400,0 300,0 Cresc. Acum. 2006/2012 0,3% 5,5 Rural (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2013/2025 1,8% 15,0 13,0 11,0 9,0 7,0 5,0 200,0 100,0 1,6 1,9 1,9 1,8 1,7 1,1 1,4 1,4 1,3 1,3 1,1 1,2 3,0 1,0 0, ,0 Fonte: Balanço Energético. 169

170 Resumo das projeções de Consumo Médio - Enersul Crescimento Consumo Médio por Consumidor (% a.a.) - ENERSUL 4,0 3,0 2,0 1,0 2,5 2,5 3,2 3,2 2,8 1,1 0,3 0,3 1,8 2,0 2,0 2,0 - -1,0-0,3-0,2-0,2-0,5-2,0 2006/2012-3,0 2006/2012 ** -2,9-3,1-4,0 2013/2025 Residencial Industrial Comercial Rural Outros Total Fonte: Balanço Energético. ** Sem efeito de migrações. Seção 7.03 Regulatório (a) Qualidade da Energia e Compensações Indicadores de continuidade individuais Um aspecto relevante nas projeções econômico-financeiras que acompanham o Plano de Recuperação é a definição dos limites regulatórios que podem vir a ser fixados pelo Regulador, para além dos valores atuais, oficialmente reconhecidos, bem como, dos patamares de DEC e FEC a serem observados pela distribuidora ao longo dos anos. Essa evolução é importante para orientar as ações necessárias em busca do atingimento da estratégia das compensações individuais e para o cálculo do Componente Q do Fator X na projeção dos próximos eventos tarifários da distribuidora. Essas trajetórias são fundamentais para a definição dos investimentos e do custo operacional a ser incorrido na área de concessão até 2025, balizando os desembolsos a serem realizados na prestação do serviço adequado e dimensionando os aportes tarifários da sociedade. O gráfico seguinte apresenta esses referenciais (limites regulatórios e projeção de realizado), adotados no presente Plano de Recuperação: 170

171 ENERSUL ,22 11,46 13,70 11,10 13,28 10,47 12,87 9,78 12,40 9,23 12,03 8,65 11,60 8,41 11,16 8,18 10,73 7,94 10,30 7,71 9,87 7,47 9,43 7,24 9,00 7, ,80 12,70 12,28 11,87 11,40 11,03 7,96 7,90 7,77 7,68 7,33 6,95 6,81 6,68 6,54 6,41 6,27 6,14 6,00 10,60 10,16 9,73 9,30 8,87 8,43 8, DEC previsto FEC previsto DEC limite homolog DEC limite projeção FEC limite homolog FEC limite projeção Como pode ser observado no gráfico anterior o Plano de Recuperação considera que a Enersul deve ser submetida ao longo dos próximos anos a uma trajetória de limites regulatórios garantidora da melhoria contínua dos serviços prestados, que acabará caminhando ao longo dos anos para uma convergência ao chamado adr o de rede limite t cnico-tecnólogico de um sistema de distribuição de energia baseado, primordialmente, em redes elétricas aéreas. Contudo, em função das especificidades da área de concessão em que a distribuidora opera e tendo em vista as trajetórias aplicadas pelo Regulador, historicamente, como resultado das rodadas de seus modelos estatísticos para a Enersul, os valores adotados na simulação do Plano de Recuperação para o ano de 2025 foram 09 horas de DEC e 07 interrupções de FEC. Esses foram os referenciais adotados nesse estudo, para os quais os últimos valores fixados pela ANEEL para os limites regulatórios (ano de 2018) deverão caminhar, em trajetória que pauta o conjunto de ações (CAPEX e OPEX) necessário ao seu cumprimento. No Plano de Recuperação consideramos, portanto, para o período 2019 em diante, que os limites regulatórios tendem a avançar na direção desses valores estipulados, ajustados para as condições da Enersul, mesmo que em longo prazo o alvo seja o padrão de rede, e que a distribuidora precisará ter um DEC e FEC realizado abaixo desses patamares, sem descuidar ainda das compensações individuais a serem pagas à medida que a margem de segurança reduz. Importante frisar que a definição dessa trajetória objetiva fornecer parâmetros para as projeções econômico-financeiras em curso nesse Plano de Recuperação, mas não tem a pretensão de substituir a metodologia de fixação dos limites regulatórios por parte da ANEEL, 171

172 que observa quesitos estatísticos próprios, pautados na comparação de desempenho entre conjuntos elétricos e definidos no âmbito dos Procedimentos de Distribuição PRODIST e no informe periódico de dados por todas as distribuidoras do país. Além disso, cada ciclo revisional apresenta condições características de discussão das metas dos conjuntos elétricos, uma vez que novos conjuntos elétricos surgem, questões específicas da área de concessão são levadas ao Regulador e o desempenho das demais empresas no país condicionam os resultados finais alcançados. Não é nosso intuito reproduzir fielmente e prospectivamente a metodologia da ANEEL para o período , pois as variáveis envolvidas nesse exercício superam a possibilidade de uma execução de cálculo adequada e não se trata de acordar na partida limites regulatórios e desempenhos a serem exercidos no futuro. Contudo, a trajetória ora proposta precisa ser razoável, consoante com o passado da concessão e com os resultados históricos da metodologia regulatória, bem como, levar em conta as especificidades da área de concessão e a evolução tecnológica dos ativos elétricos. Relativamente aos montantes previstos de pagamento de compensações por violação dos limites de continuidade individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI), esse Plano de Recuperação considerou a necessidade de buscar manter esses desembolsos sobre controle. Uma forma de buscar gerencialmente a manutenção desse controle é trabalhar com um referencial, um benchmarking setorial, definindo um tempo para que a distribuidora se adeque. Dessa forma, utilizou-se como referencial para o desembolso no período a necessidade de atingimento do benchmarking setorial estipulado (0,38%, limite superior do 4º Quartil do ranking) no ano de Esse resultado, R$1.866mil, seria então a referência na projeção até 2025, sendo que de 2014 até 2020 tem-se um período de transição, com observação de valores superiores até que, gradativamente, alcancem o referencial indicado. A tabela a seguir apresenta a trajetória de referência. Evolução das compensações Distrib. PROJEÇÃO DE COMPENSAÇÕES DIC, FIC, DMIC, DICRI (R$/Mil) Parcela B 2013 (R$/mil) ENERSUL Essa trajetória constante introduz a necessidade da distribuidora aperfeiçoar suas ações operativas, progressivamente, de forma a fazer frente a perda da margem de segurança que 172

173 ocorrerá ao longo dos anos, garantindo um atendimento ao consumidor mais uniforme, considerando as disposições contidas no Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição. Indicadores de conformidade de tensão Por fim, tal qual proposto para as compensações relativas aos indicadores de continuidade, em termos de compensações por violação dos limites de conformidade de tensão propõe-se ações que garantirão um equilíbrio e manutenção do patamar atual de compensações pagas ao longo do período de transição. Importante destacar que essa proposição de equilíbrio de compensações com perfil constante ao longo do período de transição não deve ser avaliada sob a ótica de estagnação da melhoria do produto ofertado aos consumidores, mas sim na manutenção de um patamar de compensações apesar da ampliação da oferta de energia e elevação de mercado consumidor que inevitavelmente serão observados durante o período de transição, e que naturalmente impactam a formação dos indicadores de conformidade de tensão. Para fins das projeções foi adotado o valor de R$ /ano no período , lembrando que os valores pagos historicamente pela Enersul estão nesse mesmo patamar. (b) Perdas Regulatórias Conforme demonstrado no Capitulo 4, as perdas homologadas pela Aneel no segundo e terceiro ciclo revisional são menores que o patamar real praticado pela Enersul. Este descasamento faz com que a empresa incorra em perda financeira considerável e recorrente ao longo do ciclo de revisional. A trajetória de perda homologada no 3º ciclo de revisão tarifária se encontra abaixo ilustrada. Perdas Regulatórias Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta) 7,14% 6,54% 5,94% 5,34% 4,74% Limite de Redução (a.a) -0,60% -0,60% -0,60% -0,60% Referencial Regulatório PNT/BT 7,14% 6,54% 5,94% 5,34% 4,74% Referencial Regulatório PT/Einj 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% Os valores de perda técnica e perda não técnica homologada constroem a seguinte trajetória de perdas totais sobre energia injetada no 3CRTP. 173

174 Perda Total / En. Injetada 15,9% 15,6% 15,3% 15,0% 14,7% Foi desenvolvido um cenário que busca a partir da trajetória homologada, alcançar aderência aos níveis homologados em perdas de energia dentro do ciclo tarifário. O objetivo do cenário prospectivo é de simular os esforços adicionais operacionais e a contrapartida do estancamento da evicção de valor da concessão pelo não repasse tarifário. Conforme apontado na seção 4.02 (d) as perdas totais da Enersul estão entre as oito maiores do Brasil e fortemente afetadas pelas perdas técnicas elevadas em função de sua topologia elétrica, assim como pelas perdas não técnicas na BT que estão disseminadas em seu território de concessão. A partir deste cenário, passamos a estimar o esforço financeiro e operacional utilizando os seguintes critérios: 1. Adotou-se as mesmas produtividades observadas nas empresas do Grupo Energisa para combate a perdas não técnicas. Para fins de identificação da produtividade mais adequada à empresa em análise, foi observada, para cada empresa do Grupo Rede, uma empresa referência/equivalente ao Grupo Energisa, sendo atribuída a esta os mesmos índices de produtividade verificados na empresa referencia. Os índices de produtividade observados foram: a. Quantidade de inspeções por dia por equipe; b. Quantidade de Termos de Ocorrência aplicados por equipe por dia; c. kwh Recuperado Liquido (faturado-cancelado) por Termos de Ocorrência aplicado; d. Quantidade de regularização por equipe por dia; e. kwh Agregado por regularização. Foi aplicado um valor especifico para cada tipo de medida; f. Custo Modular das medidas de inspeção e de regularização; 174

175 g. Índices de Reincidência; h. Taxa de Cancelamento de Recuperação de consumo; e i. Crescimento anual da Perda Não Técnica. 2. Para identificação da empresa de referência, foram observadas semelhanças entre as variáveis: a. Perda/unidade consumidora b. km de Rede de MT/BT c. Quantidade de Consumidores Após a análise foram aplicadas as seguintes correlações: ENERSUL ENERGISA PARAÍBA 3. A trajetória da Perda Técnica foi mantida constante e igual ao limite regulatório 4. Para construção da trajetória da Perda Não Técnica foi considerada a equação PERDA_P = PERDA_A + AUMENTO REDUÇÃO sendo: PERDA_P => Perda projetada para o ano PERDA_A => Perda realizada no ano anterior REDUÇÃO => Montante de energia recuperada e agregada oriunda das ações de combate às Perdas AUMENTO => Crescimento anual da Perda Não Técnica por reincidência e novas fraudes. Foram aplicados os mesmo índices verificados na empresa referência. 5. A trajetória de perda foi construída segundo a condição a seguir: Para a ENERSUL a trajetória foi construída considerando o alinhamento, até o ano de 2025, com o limite regulatório projetado para aquele ano. 6. Definida a premissa para construção da trajetória de perdas (item 5), verificou-se qual o montante de energia agregada e recuperada necessários decorrente do processo de combate a perdas não técnicas para o alinhamento com a premissa adotada. 7. Conhecido o montante (item 6) de energia agregado e recuperado necessário para obter a trajetória perda que atinge a meta, segundo a premissa constante no item 5, obteve-se a quantidade de inspeção e regularização necessária, aplicando para isso os índices de produtividades da empresa referencia (item 1); 175

176 % Perdas Totais ENERSUL - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões 8. Conhecido a quantidade de inspeção e regularização (item 7) e aplicando os índices de produtividades da empresa referencia (item 1), obteve-se a quantidade de equipes de inspeção e regularização necessárias; 9. Aplicando sobre o quantitativo de inspeção obtido no item 8, os custos por equipes praticados na empresa, obteve-se o valores de custeio operacional necessário para alcance da trajetória; 10. Aplicando sobre o quantitativo de regularização obtidos no item 8, os custos modular por regularização/medida da empresas referencia (item 1), obteve-se o valores de investimento necessário para alcance da trajetória; Neste sentido, traçamos para este cenário prospectivo a seguinte trajetória de perdas totais sobre energia injetada, da empresa e regulatória para a Enersul. 20,00% Trajetória de Perdas Totais (Regulatória versus Real) 15,00% 10,00% 5,00% 0,00% Perda Regulatória 16,20% 15,71% 15,41% 15,10% 14,79% 14,71% 14,71% 14,71% 14,71% 14,71% 14,71% 14,71% 14,71% Perda Empresa 18,72% 17,49% 16,71% 15,99% 15,32% 14,71% 14,71% 14,71% 14,71% 14,71% 14,71% 14,71% 14,71% (*) Perdas apresentadas em ano gregoriano Observa-se que há um esforço em redução de perdas alto inicialmente, para se alcançar a trajetória regulatória, e após esta redução considerou-se o patamar de perdas razoável e eficiente para a concessão com as características da Enersul. Portanto, a trajetória de perdas regulatórias considerada neste cenário prospectivo é apresentada abaixo, sendo que o período considerado é o ano tarifário. Perdas Regulatórias Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta) 7,14% 6,54% 5,94% 5,34% 4,74% 4,74% 4,74% 4,74% 4,74% 4,74% 4,74% 4,74% 4,74% Limite de Redução (a.a) -0,60% -0,60% -0,60% -0,60% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% Referencial Regulatório PNT/BT 7,14% 6,54% 5,94% 5,34% 4,74% 4,74% 4,74% 4,74% 4,74% 4,74% 4,74% 4,74% 4,74% Referencial Regulatório PT/Einj 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% 176

177 Os valores de custos e investimentos atrelados a esta trajetória de perdas será abordado no item referente a custeio e investimento constante neste mesmo Capitulo 7 (em 7.05 (a) e (b) respectivamente) Por fim ressalta-se que além do esforço financeiro, há um esforço operacional enorme, haja visto que nos últimos cinco anos não se obtém êxito em reduzir a distancia entre os níveis regulatórios e os níveis de perdas totais praticados pela empresa, como já enfatizado até mesmo pelo Interventor e caracterizado no inicio deste documento, de exequibilidade da trajetória. Há várias ações competitivas de custeio e investimento correntes e necessários ao mesmo tempo, além de um grande desafio de mudança cultural na sociedade. (c) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Ativos Conforme apresentado no item e da Seção 4.02, a distribuidora possui valor total aproximado de R$ 80 (oitenta) milhões para restituição aos consumidores por antecipação de obras nos termos das Resoluções 365/2009, 368/2009, 488/2012, estando inclusos os valores a vencer para restituição das antecipações para as obras executadas a partir de 12/07/2011 e obras com valores acima de 03 (três) vezes o custo unitário do PLPT, além de diferenças a pagar em processos já restituídos, em razão do disposto no TN 024/2012. Como requisito necessário para saneamento das restituições devidas, faz-se necessária a realização de trabalho de auditoria para: a) Verificação do enquadramento da obra no critério de restituição à título de antecipação, b) Análise da documentação comprobatória disponibilizada, c) Análise sobre as ações judiciais correlacionadas (conforme o caso), d) Pertinência do ressarcimento, nos termos da legislação vigente, e) Identificação da obra em campo, f) Definição do valor da obra, em valores históricos e atualizados, segundo a legislação, g) Montagem de cadastro detalhado com valores devidos; h) Localização do proprietário, levando em conta que poderá ocorrer: não localização do titular do projeto, situações de espólio, documentos comprobatórios que não conferem com os dados cadastrados, dentre outras circunstâncias que impeçam o efetivo ressarcimento. 177

178 Conforme dito, está em vias de conclusão o trabalho de auditoria realizado pelo Interventor para as atividades (a) à (d), no intuito de se obter base confiável sobre as restituições. A partir da conclusão deste trabalho, estima-se a necessidade de mais 24 meses para a realização das atividades (e) à (h), dado o número de processos envolvidos para a localização dos proprietários, conjugada com o efetivo pagamento e quitação do passivo junto ao consumidor para encerramento dos processos. Contudo, considerando a premissa extremamente conservadora de que a maior parte deste passivo é seria devido pela concessionária, nos termos da legislação vigente, adotamos neste cenário a realização de todas as atividades e quitação do passivo total provisionado ressarcimento consumidores devido à incorporação e antecipação de obras para atendimento à universalização, aumentos de carga e novas ligações no prazo de 12 (doze) meses, contatados a partir de janeiro de Uma vez mais, vale ressaltar que não se considera possível a realização, em prazo tão exíguo, de todas as análises e providências necessárias. Por fim, considera-se que sobre tais valores incidirão os encargos legais e atualização previstos nas respectivas resoluções, desde a data prevista para a devolução, em cada dispositivo legal ou decisão judicial, conforme o caso, até a data de sua efetivação. (d) Compra de Energia Para a composição dos eventos tarifários subsequêntes, foram consideradas as regras vigentes para repasse de custos para as tarifas com algumas simplificações em face das premissas utilizadas e dos dados disponiveis. Como um evento tarifário se inicia com a verificação da receita auferida pela distribuidora no período de referência, procedimento este que utiliza o mercado realizado no ano tarifário e a tarifa econômica do evento tarifário anterior, foi necessário definir uma tarifa de partida capaz de recuperar a receita requerida pela distribuidora no evento tarifário de As tarifas médias de partida, definidas por classe para os consumidores cativos, é o resultado da ponderação das tarifas de resolução pela composição do mercado ao longo do ano tarifário. Para os consumidores livres e geradores, a tarifa reflete a composição do mercado e os descontos concedidos. Para consumidores de uso distribuição, foram utilizadas as próprias tarifas de resolução. As Cotas de Garantia Física de Energia e Potência foram mantidas constantes ao longo dos próximos anos, não sendo contemplada alteração em decorrência do vencimento de 178

179 concessões de geração. Essa hipótese conservadora demonstra-se adequada, uma vez que alterações envolveriam redistribuição de Cotas e de CCEARs entre todas as distribuidoras. Dentre os contratos bilaterais, destaca-se o contrato com a Enerpeixe (EDP), que se encerra em janeiro de Pelas regras atuais, disciplinadas pelo Decreto 5.163/2004, dado que o contrato finaliza no decorrer do ano de 2016, essa energia somente pode ser recontratada no Leilão A-1 em 2016, para início de suprimento no ano de Contudo, para as projeções realizadas admitiu-se que a energia associada ao encerramento deste contrato será recontratada no Leilão A-1 em 2015, o que pressupõe êxito em solução negocial a ser estabelecida com a EDP para antecipação do término do contrato para dezembro de 2015 e/ou em solução regulatória para contornar a atual restrição imposta pela redação do Decreto 5.163/2004. Adicionalmente, para a composição deste cenário, considera-se a aprovação pela ANEEL do recebimento pela Enersul da cessão temporária de 6,704 MWmed de CCEARs de energia nova da EDEVP e da CNEE. Considera-se, também, a aprovação para recebimento de cessões nos anos de 2016 a 2018 dos CCEARs da UHE Belo Monte das mesmas cedentes, conforme anexo da correspondência RSS-INT-233/2013, datada de 1º de agosto. A partir da análise da cobertura contratual projetada, observa-se para os anos de 2015 a 2017 perspectiva de subcontratação. Caso se verifiquem de fato, tais subcontratações poderão ser parcial ou totalmente cobertas por meio de energia adquirida em Leilões de Ajuste, MCSDs ou recebimento de CCEARs cedidos por distribuidoras. Importante ressaltar, entretanto, que para o ano de 2015 a subcontratação vislumbrada poderá gerar penalidades para a distribuidora pelo fato de não estar respaldada em exposição involuntária decorrente cancelamento ou postergações de CCEARs da distribuidora. Para este cenário, a penalidade calculada e considerada no modelo para período é igual a R$ 37,6 milhões, com quase a totalidade (99,6%) alocada no ano de Projeção do PLD Para a projeção do Preço de Liquidação de Diferenças PLD adotou-se a composição da estimativa até 2025, descrita em 2 etapas, sendo a primeira referente ao tratamento dado para unificação de projeções de PLDs distintas, resultantes do modelo computacional Newave a partir de 2 bases de dados (ou ecks de re os ) e a segunda referente metodologia 179

180 utilizada, visando incorporar o efeito indireto da inflação nas projeções de PLD ao longo do horizonte de estudo. Etapa 1: para o horizonte de projeção definido até 2025, foi necessária utilização de 2 bases de dados ou ecks de re os ara simula o do modelo com utacional Newa e: i. O primeiro Deck, cujo horizonte de estudo é dezembro/2017, resulta da atualização das premissas de entrada do modelo Newave verificadas no Programa Mensal de Operação (PMO) do ONS de setembro/2013, sendo o primeiro mês a considerar a nova metodologia de aversão a riscos, com a utilização do CVaR na função de custo futuro incorporada ao modelo, conforme determinou a Resolução CNPE 03. A simulação resulta em 2000 cenários de Custos Marginais de Operação (CMOs), sendo que em seguida, para cada cenário, os resultados foram limitados a valores mínimos e máximos de R$ 14,13/MWh e R$ 780,03/MWh, respectivamente, a fim de adequar os CMOs para valores de PLDs, considerando seus limites estabelecidos pela regulamentação vigente. Por fim, após inclusão das limitações, calculou-se a média mensal resultante dos cenários. ii. O segundo Deck, com valores simulados até dezembro/2022, resultou no conjunto dos Custos Marginais de Operação (CMOs), divulgados pela EPE (Empresa de Pesquisa Energética) para o cálculo dos valores esperados do Custo de Operação (COP) e do Custo Econômico de Curto Prazo (CEC) dos empreendimentos de geração do Leilão de Energia A-5 de agosto/2013. Os valores dos CMOs disponibilizados também foram objetos de ajuste, que os limitou aos preços de liquidação das diferenças PLD mínimo (R$ 14,13/MWh) e máximo (R$ 780,03/MWh), conforme regulamentação vigente. Os valores mensais resultaram da média dos cenários gerados pela simulação. Uma vez que a versão do Newave base para os valores de CMOs divulgados pela EPE não incorporou o CVaR como métrica de mitigação de riscos, este cenário considera apenas as variações percentuais mensais do resultado da EPE a partir dos meses de janeiro/2018 a dezembro/2022. Essas variações percentuais foram aplicadas a partir do último mês do horizonte da simulação do item (i) - dezembro/2017 buscando incorporar, desta forma, a sinalização do efeito da mitigação de riscos nos resultados pós A partir de 2023 e até 2025, não foi encontrado nenhum estudo ou deck oficial que respalde na formulação de um cenário prolongado. Portanto, o resultado do mês de dezembro/2022 foi replicado para os demais meses, até dezembro/

181 set/13 jan/14 mai/14 set/14 jan/15 mai/15 set/15 jan/16 mai/16 set/16 jan/17 mai/17 set/17 jan/18 mai/18 set/18 jan/19 mai/19 set/19 jan/20 mai/20 set/20 jan/21 mai/21 set/21 jan/22 mai/22 set/22 jan/23 mai/23 set/23 jan/24 mai/24 set/24 jan/25 mai/25 set/25 PLD - R$/MWh ENERSUL - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Etapa 2: o segundo tratamento dado à projeção do PLD descrita na Etapa 1 foi buscar refletir o efeito da inflação, ao longo do horizonte de estudo, uma vez que se entende que o PLD será impactado indiretamente pelos ajustes nas parcelas fixas dos contratos por disponibilidade e nos cálculos dos CVUs para as usinas. Portanto, adotou-se como premissa que as fontes não hidráulicas estão sujeitas aos reajustes monetários, e estas, por sua vez, representam em média 29,8 % do suprimento da carga projetada até Como resultado, ao IGPM projetado foi aplicada a proporção da geração não hidráulica no suprimento da carga projetada no horizonte de estudo. O Gráfico abaixo descreve as etapas utilizadas, bem como o resultado da formulação do cenário utilizado neste Plano: Premissas para projeção de PLD ONS - PMO Setembro/2013 EPE - Leilão A Etapa 1 - Composição Energisa Etapa 2 - Energisa c/ efeito da inflação (e) P&D e PEE No Capítulo 4 apresentamos para a Enersul o quadro indicativo dos saldos atuais existentes nas Contas Contábeis do P&D e PEE, ainda a serem aplicados, abaixo reproduzido: Saldo em junho/2013 do P&D e PEE 181

182 No sentido de manter os investimentos em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e em Eficiência Energética (EE) da Enersul, de forma a cumprir as metas estabelecidas pela ANEEL, deverão ser efetuadas as seguintes ações: Identificar possíveis projetos já estruturados pela empresa dando início imediato aos mesmos. Buscar no portfólio de projetos disponíveis, propostas que sejam de interesse da Enersul para o respectivo desenvolvimento. Apoiar fortemente os Projetos Estratégicos de P&D da ANEEL, buscando uma participação financeira representativa. Fortalecer a prospecção junto às empresas e centro de pesquisas, parceiros da própria Enersul e outros, de propostas de projetos que sejam de interesse da empresa. Analisar a possibilidade de realização de projetos de geração de energia a partir de fontes incentivadas. Rever políticas de controle e divulgação dos projetos, de forma a incentivar e atrair novos interessados. Realizar, nos termos da regulamentação vigente, Chamadas Públicas para seleção de projetos. (f) Reajustes e Revisões Tarifárias Os reajustes e revisões tarifárias resultantes, deste cenário prospectivo (caso base, atual), buscaram incorporar os dispositivos regulatórios vigentes e as premissas analisadas ao longo deste Capítulo 7, especialmente para as trajetórias de qualidade, perdas de distribuição, universalização, mercado e investimentos. Portanto, a projeção dos eventos tarifários considerou as regras vigentes do repasse de custos para as tarifas, com algumas simplificações em face das premissas utilizadas e dos dados disponiveis, mas sem retirar o caráter indicativo da sinalização tarifária. Como um evento tarifário se inicia com a verificação da receita auferida pela distribuidora no período de referência, procedimento este que utiliza o mercado realizado no ano tarifário e a tarifa econômica do evento tarifário anterior, foi necessário definir uma tarifa de partida capaz de recuperar a receita requerida pela distribuidora no evento tarifário de

183 As tarifas médias de partida 11, definidas por classe para os consumidores cativos, são o resultado da ponderação das homologadas (atual Anexo I da Resolução Homologatória nº 1.505/2013) pela composição do mercado ao longo do ano tarifário. Para os consumidores livres e geradores, a tarifa reflete a composição do mercado e os descontos concedidos. Para os usuários do sistema de distribuição foram utilizadas as próprias tarifas de resolução. Estes procedimento de cálculo de tarifas médias, utilizando o mercado do último evento tarifário, é capaz de capturar efeitos de variações e sazonalidades na composição do mercado e mantém a finalidade básica de definição de tarifas, que é garantir o retorno integral do nível tarifário. A tabela abaixo mostra as tarifas médias utilizadas. Descrição # Valor Descrição # Valor Tarifa de Fornecimento Tarifa Uso Distribuição Residencial R$/MWh 316,53 A2 Demanda Ponta R$/kW - Industrial R$/MWh 256,48 A2 Demanda Fora de Ponta R$/kW - Comercial R$/MWh 305,34 A2 Energia R$/MWh - Rural R$/MWh 101,50 A3 Demanda Ponta R$/kW - Outros R$/MWh 233,98 A3 Demanda Fora de Ponta R$/kW - A3 Energia R$/MWh - Tarifa Suprimento R$/MWh - A3a Demanda Ponta R$/kW 30,51 A3a Demanda Fora de Ponta R$/kW 9,74 Tarifa Livre R$/MWh 63,81 A3a Energia R$/MWh 11,14 A4 Demanda Ponta R$/kW - Tarifa Uso Geração A4 Demanda Fora de Ponta R$/kW - A2 R$/kW 2,56 A4 Energia R$/MWh - A3 R$/kW - A3a R$/kW 3,76 A4 R$/kW 3,76 Como as tarifas médias calculadas acima consideram os descontos tarifários, é necessário compor a receita com a subvenção recebida via CDE para cobrir os descontos, conforme mostrado na tabela abaixo. Descrição # Valor Repasse CDE CDE - SUBSIDIO CARGA FONTE INCENTIVADA R$ Mil CDE - SUBSIDIO GERAÇÃO FONTE INCENTIVADA R$ Mil CDE - SUBSIDIO DISTRIBUIÇÃO R$ Mil - CDE - SUBSIDIO ÁGUA, ESGOTO E SANEAMENTO R$ Mil CDE - SUBSIDIO RURAL R$ Mil CDE - SUBSIDIO IRRIGANTE/AQUICULTOR R$ Mil CDE - SUBSIDIO BAIXA RENDA R$ Mil Utilizou-se para apurar as tarifas médias de partida o arquivo de abertura tarifária (PCAT) resultante do processo último de reajuste e revisão. 183

184 Para as demais receitas da concessão, utilizou-se as informações recebidas diretamente da empresa e, também, as informações constante no último processo de revisão tarifária periódica, conforme mostrado a seguir. Descrição # Valor Outras Receitas Operacionais Serviços Cobráveis R$ Mil Encargos de Conexão R$ Mil - Compartilhamento de Infraestrutura R$ Mil Sistemas de Comunicação (PLC) R$ Mil - Serviços de Consultoria R$ Mil - Serviços de O&M R$ Mil - Serviços de Comunicação R$ Mil - Serviços de Engenharia R$ Mil - Convênios R$ Mil 187 Ultrapassagem de Reativo R$ Mil Ultrapassagem de Demanda R$ Mil Outros R$ Mil - A metodologia de evolução dos itens de Parcela A, Parcela B, bem como, explicação das premissas de reajuste e revisão tarifárias, Itens Financeiros e Fator X se encontram descritos em anexo ao presente Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões (vide Anexos). Também em anexo, para avaliação da ANEEL, encaminha-se planilha de cálculo utilizada na modelagem dos parâmetros dos eventos tarifários. 184

185 A seguir apresenta-se quadro de projeção dos reajustes e revisões tarifárias 12. Descrição Data abr/13 abr/14 abr/15 abr/16 abr/17 abr/18 abr/19 abr/20 abr/21 abr/22 abr/23 abr/24 abr/25 Tipo de Evento Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Ciclo Tarifário 3º ciclo 3º ciclo 3º ciclo 3º ciclo 3º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 5º ciclo 5º ciclo 5º ciclo Impacto no IRT (1) Encargos Setoriais 0,61% 1,83% 0,17% 0,08% 0,13% -1,66% 0,08% 0,09% 0,06% 0,07% 0,00% 0,07% 0,07% (2) Transporte de Energia -0,24% 0,33% 0,26% 0,27% 0,25% 0,25% 0,25% 0,24% 0,23% 0,21% 0,21% 0,22% 0,22% (3) Compra de Energia 7,86% -3,65% 2,67% -0,39% 2,25% 2,50% 2,81% 2,69% 2,47% 2,29% 2,42% 2,25% 2,24% (4) Parcela A = (1) + (2) + (3) 8,23% -1,49% 3,09% -0,04% 2,62% 1,09% 3,14% 3,02% 2,76% 2,58% 2,62% 2,54% 2,53% (5) Parcela B -15,16% 1,25% 1,53% 1,27% 1,33% 1,08% 1,49% 1,48% 1,47% 1,47% -3,30% 1,40% 1,40% (6) IRT Econômico = (4) + (5) -6,93% -0,24% 4,62% 1,22% 3,95% 2,17% 4,63% 4,50% 4,23% 4,04% -0,67% 3,94% 3,93% (7) IRT Financeiro 2,93% -1,47% 2,63% 1,46% 1,65% 1,52% 2,09% 2,18% 2,05% 1,99% 1,96% 2,04% 2,02% (8) IRT Total = (6) + (7) -4,00% -1,71% 7,26% 2,68% 5,61% 3,69% 6,72% 6,68% 6,28% 6,03% 1,29% 5,98% 5,95% (9) Reversão dos Financeiros do Ano Anterior 0,83% -2,78% 1,38% -2,50% -1,38% -1,57% -1,45% -2,00% -2,08% -1,96% -1,90% -1,88% -1,96% (10) Efeito Médio ao Consumidor = (8) + (9) -3,17% -4,50% 8,64% 0,18% 4,22% 2,12% 5,27% 4,68% 4,20% 4,07% -0,61% 4,10% 3,99% Fator X 1,77% 1,77% 1,77% 1,77% 1,77% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 1,29% 1,29% 1,29% Componente Pd 1,45% 1,45% 1,45% 1,45% 1,45% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 1,29% 1,29% 1,29% Componente T 0,32% 0,32% 0,32% 0,32% 0,32% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% Componente Q 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 12 Para 2013 é apresentado o evento tarifário já homologado. 185

186 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões O evento tarifário de 2014 apresenta um reposicionamento econômico negativo de 0,24%, porém com uma percepção de redução de 4,50% para o consumidor em decorrência dos efeitos financeiros do ano corrente e da reversão dos financeiros do ano anterior. Este ano apresenta duas variações consideráveis em itens da Parcela A: A Compra de Energia, por adotar premissas de um cenário com pouco despacho térmico e redução do PLD, apresenta uma variação de -7,32%, responsável por uma redução de 3,65% no reposicionamento econômico. Esta mesma premissa de Compra de Energia é responsável pela composição de um item financeiro negativo, com impacto de -1,47%. Em contrapartida, os Custos de Encargos Setoriais sofreram uma variação de +28,61%, que corresponde a um impacto de 1,8/3% no IRT. Embora a variação dos encargos seja elevada, o efeito é pequeno devido à pequena participação na receita (6,39%).Esta projeção já preve o recolhimento da quarta parte do saldo remanescente de CDE, conforme estabelecido no Art. 4ºA, 7º, do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013, com redação dada pelo Decreto nº 7.945, de 7 de março de O recolhimento é previsto para os anos de 2014 a O Transporte de Energia variou 6,85%, com impacto de 0,33% no IRT. Esta variação incorpora a aplicação das tarifas de Rede Básica publicadas na Resolução Homologatória nº 1.555/2013. A Parcela B variou 3,19%, com impacto de 1,25% no IRT. O evento tarifário de 2015 apresenta um reposicionamento econômico positivo de 4,62%, com efeito médio para o consumidor de 8,64%. Esta variação positiva é o resultado de uma componente financeira elevada e da reversão dos financeiros do ano anterior, que foram negativos em decorrência da Compra de Energia. Cabe destacar que o efeito das componentes financeiras é, principalmente, fruto da adoção da nova regra de empilhamento de contratos no repasse das sobras e défictis no custo de Compra de Energia, que cria uma CVA de Compra de Energia muito elevada. A variação do transporte é de 5,18%, enquanto a variação da Compra de Energia é de 5,77%. A Parcela B varia 3,76%, com a um impcato de 1,53%. Nos reajustes dos anos de 2016 e 2017 vemos impactos semelhantes, com a compra de energia diminuindo em face do término dos contratos Bilaterais e a Parcela B variando na faixa de 3,2% ao ano. No ano de 2018 ocorre a 4ª Revisão Tarifária Periódica da ENERSUL. Neste evento tarifário os Encargos Setoriais reduzem 21,34% com o término do recolhimento do saldo que trata o 186

187 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Decreto nº 7.891, gerando um impacto negativo de 1,66%. O reposicionamento econômico, positivo de 2,17%, é impulsonado pela variação de 2,64% da Parcela B (calculada a partir das regras homologadas para o 3CRTP e detalhadas em anexo). Este aumento na Parcela B é explicado pelo volume de investimentos que quase dobrou a Base de Remuneração. Desta forma, o Custo Anual dos Ativos (Remuneração do Capital, Quota de Reintegração Regulatória e Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis), que no 3º Ciclo representava 45% da Parcela B, passou a responder por 51% da quantia que cabe à distribuidora. A tabela abaixo apresenta a variação da Base de Remuneração decorrente de cada Revisão Tarifária e explica o crescimento da Parcela B no 4º Ciclo. Descrição # 3º Ciclo 4º Ciclo 5º Ciclo Evolução da Base de Remunera Regulatória Base de Remuneração Bruta Total R$ MM Base de Remuneração Líquida Total R$ MM Evolução da Base de Remunera Regulatória Base de Remuneração Bruta Total % 40,3% 19,9% Base de Remuneração Líquida Total % 30,1% -1,5% (*) valores a moeda do 3CRTP Nos anos de 2019 a 2022, os reajustes tarifários possuem impactos semelhantes, girando próximos aos índices inflacionários projetados. Na Revisão Tarifária do 5º Ciclo Revisional, que para a ENERSUL ocorre no ano de 2023, há um reposicionamento negativo de 0,67%. Enquanto Compra de Energia e Transporte permanecem sua trajetória crescente de custos, a Parcela B reduz e reflete essa redução nos Encargos Setoriais impactados por ela. A redução de Parcela B neste evento tarifário é fruto da desaceleração do ritmo de investimentos que permanecem em patamares normais de expansão da rede e não geram grande acréscimo da Base de Remuneração. O Custo Anual dos Ativos permanece responsável por aproximadamente 51% da Parcela B. Nos demais anos, 2024 e 2025, temos uma continuidade dos impactos observados antes da Revisão do 5º Ciclo 187

188 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões (g) Sanções Regulatórias Por meio dos Despachos 2.413/2013 e 1.493/2013, a ANEEL decidiu pela suspensão dos processos administrativos punitivos em curso da distribuidora, desde que esta renunciasse à prescrição dos créditos suspensos tanto na esfera administrativa quanto judicial. Em face desta situação, considera-se que a partir do fim do processo de intervenção e assunção da empresa pelo novo sócio controlador, as sanções regulatórias transitadas em julgado retornariam a ser exigíveis, tendo como premissas: 1. Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que tramitam em esfera judicial, considera-se a quitação dos valores exigíveis a partir de janeiro de 2014, diluídos ao longo de 24 (vinte e quatro) meses, prazo necessário estimado para o equacionamento e conclusão dos referidos processos. Adicionalmente, considera-se a desistência dos valores de sucumbência por parte dessa Agência; 2. Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que tramitam em esfera administrativa, adota-se o acolhimento pela Agência do parcelamento em 12 (doze) meses das multas devidas, nos termos do art. 35-A da Resolução ANEEL nº 63/ , a partir de janeiro de Seção 7.04 Jurídico (a) Contingências Cíveis, Trabalhistas e Fiscais Para a posição atual (30 de junho de 2013), foram consideradas as premissas apresentadas no capítulo (Diagnóstico Atual da Concessão jurídico), acima, conforme quadro abaixo reproduzido (em R$ milhões): 13 Art. 35-A. Os débitos originários de multas aplicadas pela ANEEL ou Agências Conveniadas poderão ser pagos em até doze parcelas mensais e sucessivas, mediante requerimento dirigido ao Superintendente de Administração e Finanças da ANEEL, não podendo cada parcela ser inferior a R$ ,00 (dez mil reais). 188

189 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Provisão Atual - Trabalhista Provisão Adicional Total Trabalhista R$ 43,60 R$ 12,80 R$ 56,40 Provisão Atual - Cível Provisão Adicional Total Cível* R$ 65,50 R$ 129,70 R$ 195,20 Provisão Atual - Fiscal Provisão Adicional Total Fiscal R$ 47,50 R$ 11,50 R$ 59 * Excluídas contingências regulatórias. Total Geral R$ 310,60 No âmbito da troca indireta do controle acionário da Enersul para a Energisa, estamos considerando que estas provisões serão ajustadas ainda sob a gestão dos Interventores. Consideramos que as provisões cíveis e trabalhistas apresentadas acima serão pagas em até 10 anos, com o pagamento das ações judiciais de maior valor concentrada nos primeiros anos 14. No que toca às contingências fiscais, como informado pela Enersul, a soma dos depósitos judiciais efetuados para a garantia dos débitos alcança a quase totalidade das perdas classificadas como prováveis. Assim, deverá ser promovida a conversão em renda desses depósitos para quitação dos passivos fiscais, nos dois primeiros anos. Eventuais valores remanescentes serão pagos em até 10 anos. Adicionalmente, a partir de 2014 e até 2025, estimamos novas provisões, com o ingresso de ações judiciais, representando contingências cíveis e trabalhistas, fixadas com a obtenção de um número médio de novos processos por ano e do valor médio de provisão das ações hoje existentes na empresa. Ao longo dos anos, estabeleceu-se a premissa de que o número de novos processos e o valor médio de provisões sofrerão redução, como resultado da implantação de novas políticas de Recursos Humanos e melhor adequação da empresa à legislação trabalhista e previdenciária 15. Provisões adicionais (em R$ milhões): 2014: R$ 35,1 2015: R$ 35,1 14 Entre a constituição da provisão e o seu pagamento, há ajustes de saldo e de correção monetária, visando a preservação de seu valor. 15 Vale ressaltar, de qualquer modo, que dado o tempo de maturação dos passivos judiciais, considerados os prazos de prescrição e de propositura de ações, além da lentidão do Poder Judiciário, as contingências judiciais ainda estarão sujeitas aos efeitos das atuais práticas comerciais e trabalhistas por um longo tempo. 189

190 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões 2016: R$ 32,2 2017: R$ 31,6 2018: R$ 29,6 2019: R$ 25,9 2020: R$ 24,9 2021: R$ 20,0 2022: R$ 18,4 2023: R$ 17,3 2024: R$ 16,1 2025: R$ 16,1 Para essas novas provisões, previu-se que as reclamações trabalhistas serão quitadas em até 6 anos, contados do ano de distribuição do processo, concentrando-se 90% dos valores entre o 2º, 3º e 4º ano. Processos cíveis serão quitados em até 5 anos, concentrando-se o maior fluxo de pagamento no 3º e 4º ano. Finalmente, os processos propostos no âmbito dos Juizados Especiais Cíveis têm quitação prevista em até 3 anos, com pagamentos concentrados no 2º e 3º ano contados da distribuição do processo. Seção 7.05 Operacional (a) Evolução Custos Operacionais A projeção dos custos operacionais para o período 2013 a 2025 foi realizada com base na estrutura de custos atual da Empresa e a previsão dos recursos adicionais necessários para aumentar de combate a fraudes e desvios de energia e implantar estrutura para gestão da medição objetivando prover as condições necessárias para buscar atingir a trajetória de perdas regulatória estabelecidas no 3CRTP para a ENERSUL. Este cenário impõe uma necessidade de gastos adicionais para se atingir a trajetória conforme descrito no capítulo 7, seção 7.03 b. As ações previstas neste cenário estarão direcionadas para o combate a perdas e desvios de energia, quais sejam: Implantar o Centro de Inteligência no Combate às Perdas. Esta implantação irá proporcionar o aumento da produtividade das equipes fiscalização, através do aperfeiçoamento dos procedimentos para criação das listas de alvos a serem 190

191 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões fiscalizados com softwares mais sofisticado usando BI (Business Inteligencia) voltado para Perdas; Implantar o Sistema de Inspeção e Fraude, com o objetivo de fazer a gestão de todos os processo relacionados às ações de combate às Perda, desde a criação da campanha de inspeção até a cobrança e negociação das irregularidades identificadas; Implantar o Centro de Engenharia da Medição; Revisar os processos de Gestão de Operação da Medição, com o objetivo de fazer a gestão das medições de fronteira, medição de consumidores livres e telemedição para faturamento e telesupervisão nas unidades consumidoras do Grupo A. com maior eficácia; Ampliar a produtividade das equipes de inspeção perdas internalizando estas equipes e treinando-as para as técnicas mais eficazes. Para suportar o aumento de custo da estrutura de atendimento operacional e comercial e fazer as melhorias necessárias para manter os níveis de perdas não técnicas dentro da trajetória prevista no 3CRTP, projeta-se uma elevação real dos custos da ENERSUL na ordem de 10,6%a.a no período 2013 a O gráfico apresentado a seguir, mostra a evolução dos custos operacionais no referido período. Valores em R$ Milhões, a preços junho de 2013 O presente Plano é minucioso na caracterização da realidade encontrada na Concessão. O Custeio Operacional a ser desenhado para os próximos anos precisa considerar um rol de ações que permita a evolução equilibrada das condições técnico-operacionais da distribuidora, 191

192 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões com descarte da suposição que um desembolso expressivo de recursos na partida teria o condão de viabilizar a retomada imediata das condições ótimas de desenvolvimento das atividades. Temos ainda, que a possibilidade de apresentação de novo prazo para atendimento das obrigações regulatórias é condição passível de análise pela ANEEL, o que favoreceria uma melhor alocação temporal de recursos na Concessão. O gráfico apresentado a seguir mostra a composição dos custos operacionais previstos para o período, com os efeitos combinados associados ao Plano de Redução de Perdas Não Técnicas (dentro das Perdas de Distribuição) tal como descrito em 7.03 (b): Valores em R$ Milhões, a preços constantes de junho de 2013 OPEX Normal: Custos Operacionais sem os efeitos dos custos adicionais associados ao Plano de Qualidade e Plano de Redução de Perdas (b) Evolução Investimentos A projeção de investimentos para fins deste Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões foi realizada tomando por base o Plano de Desenvolvimento da Distribuição PDD, elaborado pela distribuidora de acordo com os Procedimentos de Distribuição - PRODIST, Módulo 2. Também foram considerados os insumos colhidos nas discussões realizadas nas visitas técnicas durante os meses de julho e agosto de 2013, a opinião do Interventor e suas 192

193 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões equipes técnicas, além da visão de planejamento dos sistemas de distribuição internalizada no Grupo Energisa. Importante destacar que, a partir de 2017, a projeção de investimentos em Subestações e Linhas de Distribuição de Alta Tensão tem caráter indicativo, em função das incertezas fomentadas pelas elevadas taxas de crescimento de carga em várias regiões do estado de Mato Grosso do Sul. No caso do sistema de Média e Baixa Tensão a incerteza é ainda maior, posto o PDD só relacionar estes investimentos para o horizonte de cinco anos. Em face destas limitações, para se projetar com precisão os investimentos para o período de 2013 a 2025, apresenta-se neste tópico o melhor esforço de estimação dos investimentos necessários para cumprimento das metas regulatórias de perdas e de qualidade, definidas no 3CRTP, além do atendimento as demandas do programa de universalização rural. As trajetórias e necessidades vinculadas a essas iniciativas já foram apresentadas e justificadas nas Seções 7.03 a), b) e 7.05 c) do presente Plano. Segundo as análises conduzidas, para esse cenário prospectivo, o planejamento a realizar deve prever investimentos orientados para: Expansão do Mercado: o o Construção de linhas de distribuição de Alta Tensão para conexão com os novos pontos de suprimentos da Rede Básica a serem instalados no período; Ligação de novos consumidores. Universalização Rural / PLPT para cumprimento das metas estabelecidas: o Construção de redes e ligação de consumidores. Melhoria, Reforço e Renovação do Sistema Elétrico: o o o o o o Ampliação de subestações; Construção de linhas e subestações; Construção de alimentadores; Substituição de equipamentos (religadores, disjuntores, relés, etc.); Instalação de reguladores de tensão; Complementação de fases de alimentadores. Reforço e Melhoria para atender a limites regulatórios estabelecida para os indicadores associados à qualidade do serviço: o o o Construção de linhas e subestações; Construção de alimentadores; Interligação entre alimentadores existentes; 193

194 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Combate a Perdas Não Técnicas para atingir a trajetória regulatória: o Blindagem de circuitos; o Blindagem de consumidores; o Mudança de padrão de ligação (área metropolitana de Cuiabá); o Instalação de medição fiscal em transformadores de distribuição. Melhoria de Processos e Infraestrutura: o Aquisição de tratores para mecanização dos serviços de limpeza de faixa de servidão de linhas e alimentadores; o Aquisição de geradores móveis e megajumper destinados a evitar desligamentos programados; o Aquisição de Veículos para substituição de veículos locados e renovação da frota existente; o Ampliação e modernização dos equipamentos de TI e Telecom; o Ampliação da rede de comunicação de dados e voz no interior do Estado; A previsão de investimentos destinados à expansão, melhoria, renovação e reforços no sistema irão provocar uma mudança no patamar de investimentos da Empresa na ordem de 25%, comparando os períodos do 3CRT como 2CRT. Este aumento de faz necessário em função, principalmente, de: Ampliar a capacidade de subestações, LDATs e alimentadores com carregamento elevado; Construir LDATs, Subestações e Alimentadores para atender ao crescimento do mercado; Construção de LDATs para conexão de novos pontos de suprimento ao sistema elétrico da Empresa; Substituição de equipamentos obsoletos e/ou em final de vida útil; Investimentos associados ao Plano de redução de Perdas Não Técnicas. O gráfico abaixo mostra a evolução do Investimento para o período 2013 a Para o 2013 a 2018 a previsão foi realizada com base no PDD e informações colhidas nas visitas técnicas realizadas. A partir de 2019, como não existem informações no PDD em relação ao sistema de média e baixa tensão, foi realizada uma projeção com base nas previsões realizadas para o ciclo anterior. 194

195 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Valores em R$ Milhões, a preços de junho de 2013, antes do credito de impostos e capitalização de despesas. O investimento aqui apresentado é o total, considerando todas as rubricas a serem contempladas. Em análise comparativa com o investimento realizado no período temos a destacar que: Os investimentos nos primeiros anos se mostram necessariamente mais elevados, visando uma recuperação das condições atuais do sistema elétrico conforme o diagnostico ; Os investimentos no PLPT se fazem presentes apenas nos anos 2014 a 2017 conforme a premissa utilizada na Seção (c) deste Capítulo e; Os investimentos a partir de 2017 são indicativos. Há um reforço no investimento para redução de perdas não técnicas foi significativamente ampliado Observa-se uma concentração de investimentos expressivos no período 2013 a O somatório dos investimentos a serem realizados entre os anos 2014 até 2016, serão maiores que os investimentos realizados nos quatro primeiros anos do 2CRT, por exemplo. Como pode ser observado o cenário prospectivo de investimentos também é afetado pelos desembolsos para a eletrificação rural, tirando o foco do ponto crucial para a distribuidora hoje, que seria o atendimento a robusta expansão do sistema elétrico, incorporação de linhas e redes, a manutenção dos níveis de qualidade de seu sistema elétrico e redução de perdas totais. 195

196 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Para atender a expansão de seu mercado, os limites regulatórios de perdas não técnicas estabelecidas para o 3CRT e as metas atuais do Plano de Universalização Rural serão necessários, no período 2013 a 2017, investimentos da ordem de R$ 987 Milhões, que corresponde a um aumento de 9,3% em relação ao realizado no 2CRT. O gráfico apresentado a seguir mostra a composição do investimento previsto para o período. Valores em R$ Milhões, a preços de junho de 2013, antes do credito de impostos e capitalização de despesas. Na tabela seguir apresenta-se um resumo das projeções de investimentos no período 2013 a 2025, destacando aqueles previstos para o 3º ciclo tarifário neste cenário prospectivo. ENERSUL 3CRT a a 2025 Total Expansão, Melhorias, Reforços e Renovações Programa de Melhoria da Qualidade do Serviço Programa de Redução de Perdas Não Técnicas 8-8 Subtotal Ativos Elétricos Universalização Rural e PLPT Total de Ativos Elétricos Investimento em Ativos Não Elétricos Total Valores em R$ Milhões, a preços de junho de 2013, antes do credito de impostos e capitalização de despesas. Apresenta-se nas tabelas a seguir a relação dos principais investimentos a serem realizados no período 2013 e

197 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Principais Investimentos Previstos Subestações (Águas do Miranda, Cassilândia, Corumbá, Dourados Industrial, Iguatemi, Mimoso, Ponta Porã e SE Campo Grande - Tamandaré) Linhas de Distribuição de Alta Tensão (Dourados Santa Cruz/Dourados Maxwell, Sindronândia - conexão com a Rede Básica, Elo Norte Campo Grande 138 kv e Seccionamento do Elo Sul Campo Grande 138 kv ) Expansão, Reforma e Melhorias no Sistema de Distribuição Combate a Perdas Não Técnicas Renovação de Equipamentos e Redes Total Valores em R$ Milhões, a preços de junho de 2013, antes do credito de impostos e capitalização de despesas. Os principais investimentos a serem realizados em ativos não elétricos estão relacionados na tabela abaixo, onde pode-se destacar a investimentos na frota de veículos e Sistema de informática: Investimentos em Ativos Não Elétricos Renovação e Ampliação da Frota de Veículos 9,54 8,37 Sistema de Telecomunicação 10,74 6,78 Sistemas de TI 6,02 1,80 Total - 26,29 16,95 Valores em R$ Milhões, a preços de junho de 2013, antes do credito de impostos e capitalização de despesas. Obs: 2013 informações não disponíveis Com relação ao Programa Luz para Todos, existe a previsão de ligação de unidades consumidoras até 2016, prazo limite estabelecido na Regulamentação com investimentos previstos de R$ 132 Milhões. O orçamento programado considera a ligação dos consumidores no ano estabelecido pela regulamentação vigente e a partir de 2015 sem os recursos subvencionados da CDE. A tabela apresentada a seguir mostra as informações relacionadas ao programa, os quais serão mais detalhados no item (c) desta seção. PTPT Total Número de Ligações Investimento Previstos CDE CEF/Outros Empresa Valores em R$ Milhões, a preços de junho de 2013, antes do credito de impostos e capitalização de despesas. Como pode ser observado no gráfico abaixo, este cenário de investimentos tem uma contribuição importante da eletrificação rural, notadamente no período 2014 a 2016 cuja 197

198 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões participação no total dos investimentos atinge níveis superiores a 30% do total, como pode ser observado no gráfico a seguir: Valores em R$ Milhões, a preços de junho de 2013, antes do credito de impostos e capitalização de despesas. (c) Programa Luz para Todos Verificou-se no Capitulo 4, seção 4.04, item (g) a evolução do PLPT na Enersul. O PLPT a ser executado pela Enersul contempla a ligação de 7,7 mil unidades consumidoras a um investimento estimado em R$132 milhões. Destes R$ 132 milhões, R$ 112 milhões referem-se aos investimentos da concessionária, como demonstrado nos quadros seguintes. Número de consumidores a serem Universalizados Recursos Próprios Luz para Todos Ano Convencional Sistemas de Geração Convencional Sistemas de Geração TOTAL TOTAL

199 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Investimentos Previstos (R$ Mil preços constantes de 2013) Ano CDE RGR CCC Recursos Próprios TOTAL TOTAL No plano de universalização rural recentemente encaminhado pela Enersul foi proposto o ano de 2016 como limite para a universalização rural, com previsão de ligação de 7,7 mil novas unidades consumidoras no período de 2013 a Do total das 7,7 mil novas ligações previstas no Plano, 5 mil estão aprovadas para contratação na 5ª tranche do Programa Luz Para Todos. Como o cenário apresentado no Capitulo 7 deste documento visa contemplar a visão sob as condições atuais, foi considerado neste caso, a subvenção até o ano de 2014 e a partir de 2015 o investimento como sendo de intergral responsabilidade da Enersul, como contemplado no plano encaminhado à Aneel e mostrado no quadro acima. Desde já ressalta-se, como já abordado no Capitulo 4, seção 4.04, item (g), que caracretiza o PLPT na Enersul, o Projeto Pantanal não foi considerado neste cenário prospectivo. Adicionalmente, destaca-se, também, que todo este esforço operacional e financeiro, bem como os impactos serão abordados no Capitulo 9 deste documento. Seção 7.06 Comercial (a) Inadimplência Com a finalidade de subsidiar o Plano de Recuperação da Enersul, será adotada estratégia com foco no combate à inadimplência, de forma que a gestão dos recebíveis tenha maior atenção. O conteúdo deste plano foi desenvolvido observando as diferenças culturais, territoriais e especificidades de alguns segmentos de mercado (Poder Público, Serviço Público e Iluminação Pública), bem como os ajustes necessários as práticas consagradas no Grupo Energisa. 199

200 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões O plano de medidas de combate à inadimplência dentro da Gestão de Recebíveis tem como objetivo primário: agregar maior rentabilidade financeira a um custo otimizado. O plano de medidas é baseado em alguns pilares estratégicos: Pessoas: Conscientização de todos os colaboradores de que recebíveis é prioridade; Processo: Implantação de novas variáveis na geração das listas de corte; Ganho de produtividade das equipes de corte; Inteligência: Estabelecimento de estratégias no âmbito judicial e político para recuperação de valores significativos associados a órgãos públicos; Abordagem diferenciada para os maiores devedores privados. Controle: Redefinição dos indicadores de acompanhamento dos recebíveis A seguir apresentam-se as ações mapeadas e definidas para os próximos anos, sua evolução e projeção das metas que pretendemos alcançar (ações táticas): Implantar campanhas de cobrança de faturas por parte dos colaboradores: Será promovida a intensificação do uso dos colaboradores que tenham interface com os clientes de modo a realizarem a cobranças de débitos. A ação consiste em que os envolvidos tenham pequenas carteiras de cobrança onde possam monitorar e acompanhar o progresso dos clientes quanto ao pagamento de seus débitos. A ação propiciará a satisfação e comodidade aos clientes, pois ofereceremos diversas soluções: débito automático, parcelamentos, fatura por e mudança de vencimento da conta. Implantar a gestão sobre a atividade de cobranças via terceirizadas: estabelecer o acompanhamento dos resultados das cobranças realizadas pelas empresas terceirizadas, sempre mantendo o equilíbrio entre o custo e benefício, e com o acordo de nível de serviço claro e objetivo. Centralizar a geração da lista de corte e estabelecer meta mensal de corte: A centralização garante a gestão padronizada dos cortes, maior controle dos débitos vencidos e controle da efetividade e eficiência das equipes de corte. 200

201 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Gerar a lista de corte relacionada a maiores valores: Atuar prioritariamente com foco nas principais dívidas, mantendo uma relação 80% das dívidas vis a vis a 20% dos clientes. Efetuar cortes de unidades das prefeituras: Retomar o corte nas unidades inadimplentes dos prédios municipais, estaduais e federais. Reavaliação de todos os contratos de riscos de empresas terceirizadas de cobrança com expertise na atividade: revisão de todos os contratos com o objetivo de implementar metas e apurações efetivas. Criação de indicadores para acompanhamento dos recebíveis: os indicadores permitem a visão ampla dos resultados das ações e direcionam as melhorias das novas ações tais como: o Métrica do Pendente: Contas a receber - (contas a vencer + vencidos até 20 dias) + Provisão para devedores duvidosos + judicial+ parcelamentos, dividido pelo faturamento médio dos últimos 12 meses. o Métrica da Inadimplência 12 meses últimos meses: Faturamento dos 12 últimos meses, menos a arrecadação dos 12 últimos meses, dividido pelo faturamento dos 12 últimos meses. o Métrica da Inadimplência dos 3 últimos meses: Contas a receber vencidas de 1 a 90 dias, dividido pelo somatório dos faturamentos dos últimos 3 meses. Sensibilizar os tribunais de justiça e outras autoridades: Disseminar no âmbito judicial os impactos gerados no preço da energia com o aumento da inadimplência dos clientes. Implementar a cobrança judicial dos grandes clientes: acrescentar na matriz de cobrança a ação judicial de débitos para o grupo A com maiores valores. Do ponto de vista das boas práticas no combate a inadimplência, verifica-se a possibilidade de um maior aprimoramento nas ações, com foco nas ações relativas à eficiência do corte e a produtividade das equipes de campo de corte e cobrança. É necessário implementar um acompanhamento efetivo na carteira de recebíveis da empresa, ou seja, com gestão sobre o ciclo de arrecadação e o aging do contas a receber, não apenas no indicador de arrecadação. Com indicadores específicos, eficientes, emanados de diretrizes estratégicas que possibilitem ações mais assertivas e o foco na redução de custos é possível alcançar uma melhoria na arrecadação com menores índices de inadimplência. 201

202 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões A receita irrecuperável é a parcela esperada da receita total faturada pela empresa que possivelmente não será arrecadada em função de inadimplemento definitivo por parte dos consumidores. O resente aso ase considerou ara ro e o do montante deste inadim lemento o N el Real de Receitas rrecu erá eis constante no erceiro iclo de Re is o arifária da Enersul, conforme tabela abaixo. Aplicando-se estes índices à projeção, em media 1,2% do faturamento anual da Enersul ficará retido no saldo de Contas a Receber e irá compor a base de cálculo da Provisão para Devedores Duvidosos, como será visto no tópico seguinte (Índice de Provisionamento do Contas a Receber) INADIMPLÊNCIA 3ª RT Residencial 0,9% Industrial 1,0% Comercial 1,7% Rural 2,0% Outros 0,8% (b) Índice de Provisionamento de contas a Receber (PDD) A Provisão para Devedores Duvidosos (PDD) é figura contábil que representa o montante de faturas em aberto no contas a receber da distribuidora, cujo recebimento incerto. O Manual de ontabilidade do Setor l trico re ê a constitui o da ro is o com base em arâmetros qualitativos (análise individual do consumidor, experiência da administração, garantias e etc.) e quantitativos baseados no vencimento das faturas, porém de difícil aplicação em se tratando de projeções financeiras de longo prazo, dado o grande número de variáveis envolvidas. Contudo, o setor de distribuição é reconhecido como de baixa volatilidade nos fundamentos contábeis que envolvem a PDD em virtude do direito de corte. Para a projeção da PDD da Enersul no resente trabalho foi a licado o conceito de Índice de ro isionamento similar ao utilizado no RP112 do Relatório de Informações Trimestrais (RIT). Apurando-se o Índice de Provisionamento com base no saldo realizado em jun/2013, encontrase o valor 25,8%. A análise efetuada durante processo de diligência na Enersul não indicou nenhuma necessidade de ajuste na provisão. 202

203 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões ÍNDICE DE PROVISIONAMENTO DA PDD R$ milhões SALDO DO CONTAS A RECEBER EM JUN/13 304,9 SALDO DA PDD (78,6) ÍNDICE DE PROVISIONAMENTO ORIGINAL 25,8% PROVISÃO ADICIONAL SUGERIDA - ÍNDICE DE PROVISIONAMENTO AJUSTADO 25,8% (c) Cal Center a Atendimento presencial Com base no cenário verificado relativamente aos canais de atendimento prestados aos consumidores, e aqui destacados (call center e as agências de atendimento presencial), conclui-se que a questão relativa ao dimensionamento dos recursos humanos do call center, em face das novas condicionantes estabelecidas pelo regulador e das premissas adotadas pela Enersul, deve ser alvo de reestruturação e adequação. Adicionalmente, sustenta a proposição ora apresentada a necessidade de que a garantia da prestação de um serviço adequado, dentro de custos operacionais eficientes, seja refletida na satisfação do cliente. Para tanto, propõe-se ações que não somente estarão vinculadas a uma possível revisão da estrutura de atendimento, mas também através de adequação e otimização de processos internos que garantam o atendimento dos prazos pactuados e com a qualidade assegurada. Call Center Para o call nt r a solução proposta objetiva a eficiência de custos, o atendimento às disposições regulatórias e a oferta de um atendimento de qualidade aos clientes da área de concessão utilizando a infraestrutura e renovando o contrato com a REDE Serviços, atual provedora. Ao longo dos últimos anos foram desenvolvidos métodos eficientes e eficazes na gestão dos canais de relacionamento. A experiência mostra que para uma prestação de serviços adequada é necessário investir nas seguintes dimensões: capital humano, tecnologia e informação. Para equalizar os problemas apontados e atender aos objetivos colocados, propõe-se implantar de forma ágil e sustentada as seguintes soluções: Implantação da área de planejamento no Call Center - o objetivo é conferir um direcionamento único para as ações do Call Center através da centralização dos relatórios de acompanhamento dos indicadores regulatórios, dimensionamento das 203

204 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões curvas de atendimento das centrais, elaboração e acompanhamento das escalas e dimensionamento do quadro de força de trabalho; Padronização do atendimento - o objetivo é garantir o cumprimento do padrão de atendimento, bem como, reduzir o número de serviços gerados de forma improcedente pelos atendentes. Propõe-se a realização de um processo criterioso de revisão de todos os scripts de atendimento, com o objetivo de tornar mais claras as instruções/orientações a assim garantir o cumprimento do padrão, com otimização dos tempos despendidos e um maior nível de assertividade. Em linha com estas ações deve-se reestruturar o módulo de ajuda ( Help ) do Sistema de Atendimento. Este módulo possui informações que contemplam desde explicações detalhadas do modo de operação das áreas técnicas de interface com o atendimento como, por exemplo, o Centro de Operação da Distribuição (COD), ao detalhamento descritivo de todo o processo de faturamento, elucidando de modo rápido e didático questões alusivas a temas técnicos, regulatórios, legais e contábeis; Ampliar as facilidades do atendimento por canais digitais medida dedicada a alcançar dois objetivos: i) melhorar a satisfação dos clientes com relação à sua percepção sobre o acesso aos canais de atendimento; b) diminuir os custos do atendimento, direcionando os clientes para os canais que apresentam os menores custos operacionais; Intensificar a comunicação proativa com o cliente esta iniciativa propiciará aos clientes maior acesso ao call nt r, visto que mesmo em momento de congestionamento dos troncos telefônicos e chamadas com o tom de ocupado, haverá a possibilidade de realização da comunicação com o atendimento através de mensagens; Implantar a Qualidade Assegurada e Monitoria trata-se de projeto amplo que visa melhorar as condições de atendimento, a percepção dos clientes e a imagem da empresa através de uma série de ações como: redução de números de serviços improcedentes gerados pelo atendimento e redução das rechamadas através da melhoria de desempenho das áreas que gerenciam os serviços de campo; Implantar Revisão do Workflow de atendimento projeto que tem o objetivo de melhorar a qualidade dos serviços de campo, através da análise e revisão de processos, com consequente redução dos tempos de atendimento e dos custos operacionais; 204

205 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Implantar a URA Conforme citado, atualmente a URA está desabilitada. A proposta é habilitá-la oferecendo os principais serviços de modo que os clientes possam realizar o autoatendimento de suas necessidades sem ter que ficar aguardando na fila. Além disso, a URA permitirá um melhor direcionamento das necessidades dos clientes, reduzindo tempo de atendimento no atendimento humano. Outros Canais de Atendimento Considerando as novas oportunidades tecnológicas serão incorporados novos canais de atendimento aos clientes com menores custos, respeitando a opção de escolha dos clientes, porém mantendo o objetivo de diversificação dos canais: Aplicativos em dispositivos móveis: com a proliferação dos tablets e smartphones é importante investir no desenvolvimento de um aplicativo com oferta dos principais serviços demandados pelos clientes nos diversos canais de atendimento da Enersul. Mídias Sociais: outro importante canal a ser explorado são as mídias sociais. Amplamente difundida e utilizada as mídias sociais como facebook, twitter, youtube dentre outras é um importante segmento a ser explorado pela Enersul para que essas mídias se tornem mais um canal de relacionamento com os clientes de forma ágil e de baixo custo. (d) Indicadores Comerciais Com a finalidade de subsidiar o Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões da Enersul, será adotada estratégia com foco na melhoria dos indicadores comerciais e na redução do pagamento das compensações financeiras, como as desembolsadas mensalmente aos consumidores, motivadas pelo descumprimento dos prazos dos serviços acompanhados através do Anexo III. Essa estratégia será suportada por um conjunto de ações voltadas para a melhoria da gestão comercial, observando as diferenças culturais, territoriais e especificidades regionais, bem como os ajustes necessários as práticas consagradas no setor elétrico. A seguir apresentam-se as principais ações de melhoria dos serviços, já mapeadas e definidas para implantação nos próximos anos, destacando sua evolução e projeção das metas a serem atingidas: 205

206 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Ações táticas: Implementar o mecanismo para identificar as ordens de serviços ou notas de serviços geradas improcedentes pelos atendentes. A identificação das ordens improcedentes tem por objetivo a minoração dos riscos regulatórios associados aos indicadores DER e FER e redução dos custos operacionais com rechamadas e deslocamentos Improcedentes; Elaborar relatório detalhado para o acompanhamento por área do DER e FER. Tem por objetivo subsidiar o processo de análise das reclamações, contribuindo assim para melhoria o processo; Adequar as rotas e leitura, com base em testes em campo, ajustando os roteiros por localização (urbano e rural); Mapear os maiores ofensores das reclamações dos clientes, com o objetivo de dar uma melhor tratativa, reduzindo os custos operacionais e evitando o pagamento de compensações; Desdobrar com as áreas operacionais e prestadores de serviços o indicador IRC - Índice de Refaturamento de Contas; Atuar no combate a faturas com erro de leitura apontadas pelo leiturista no 1º (primeiro) ciclo de faturamento; Acompanhar o IRC do refaturamento total, segregando por Grupo de faturamento A e Grupo-B; Realizar o acompanhamento para os clientes rurais com potencial em refaturamento, evitando possíveis reclamações por média bimestral; Capacitar leituristas e atendentes, consolidando uma cultura organizacional que permita imprimir uma visão de qualidade mais ampla dentro da empresa; Capacitar atendimento e operação, de modo a aumentar a eficiência e sinergia na prestação dos serviços ao cliente; Consolidar o processo de leitura e entrega simultânea do faturamento, evitando refaturamento, buscando assim uma efetividade ao patamar próximo de 100%, acompanhando os índices de qualidade e efetividade do faturamento simultâneo; Implantar fatura via e ampliar o número de clientes com débito automático, dando maior comodidade aos clientes, reduzindo os custos operacionais; Fazer uma reanálise nas empresas terceiras com o objetivo de identificar os serviços que estão sendo prestados, se estão alinhados com a qualidade que será impressa pela empresa no modelo Energisa; 206

207 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Realizar campanha de atualização cadastral; Revisar as regras de procedimentos operacionais e sistêmicos utilizados pra calculo das compensações do Anexo III, como por exemplo, a entrada de dados na apuração; Criar indicadores de acompanhamento e desdobrar com as áreas operacionais e prestadores de serviços para monitorar a qualidade dos serviços que compõem o Anexo III; Revisar os processos internos que contribuem para que o valor da compensação gerada pelo descumprimento do prazo sejam elevados, visando subsidiar a adequação dos serviços, reduzindo os custos operacionais e evitando o pagamento de compensações onerosas. Seção 7.07 Econômico-Financeira (a) Obrigações em Aberto (Financeiras, Fiscais e Setoriais) Conforme detalhamento apresentado na Seção 4.07 (a), que trata o diagnóstico atual da concessão, os encargos setoriais que se encontram em atraso na Enersul representam um passivo no valor de R$18,1 milhões (base 30 de junho de 2013), que significa 24,3% do total de obrigações em atraso. Para as projeções econômicas e financeiras deste cenário prospectivo, a partir da situação atual, foi considerado que os encargos setoriais serão pagos ainda durante a gestão do interventor, ou seja, serão liquidados ainda ao longo do ano de O quadro a seguir apresenta o saldo das obrigações em aberto em 30 de junho de

208 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões PASSIVOS EM ATRASO - SALDO EM 30/06/2013 DESCRIÇÃO R$ Milhões ENCARGOS SETORIAIS 18,1 CCC - CDE 5,3 Quota para RGR 1,6 Quotas do PROINFA 11,2 SUPRIMENTO DE ENERGIA - Quotas de ITAIPU - OBRIGAÇÕES FISCAIS - Federais - Estaduais - Municipais - DÍVIDAS COM ELETROBRAS 7,3 EMPRÉSTIMOS DE PARTES RELACIONADAS 48,9 Distribuidoras 35,6 Não Distribuidoras 13,3 TOTAL DE PASSIVOS EM ATRASO 74,3 Para o passivo em aberto junto à Eletrobras referente ao financiamento contratado pela Enersul com recursos da RGR, que em 30 de junho de 2013 alcançou um débito de R$7,3 milhões, também foi considerado sua liquidação durante a gestão do interventor. Enersul pagará mútuos existentes no montante de R$48,9 milhões em até 60 dias após a assunção da empresa pela Energisa, dos quais R$35,6 milhões junto a distribuidoras coligadas (Celtins, EDEVP, Caiuá e Bragantina) e R$13,3 milhões perante a Rede Power, holding do Grupo. Ao final do segundo trimestre de 2013 a companhia não possuía débito com suprimento de energia fornecido por Itaipu, bem como obrigações fiscais em atraso. (b) Endividamento Financeiro O saldo devedor dos empréstimos e financiamentos da Enersul em 30 de Junho de 2013 é de R$571,5 milhões, dos quais 25% (R$202 milhões) vencem até dezembro de O custo médio e o prazo médio do endividamento na mesma data ficaram em 141,0% do CDI e 2,7 anos, respectivamente. Tendo em vista a excelente reputação que a Energisa construiu frente aos principais agentes financiadores do mercado local e externo, a companhia obteve uma oferta de crédito muito maior do que o montante previsto no plano de recuperação judicial para implementar a 208

209 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões aquisição do Grupo Rede. Desta forma, a Energisa pretende utilizar a oferta de crédito adicional para reestruturar o endividamento financeiro das distribuidoras do Grupo Rede. A ideia seria substituir dívidas mais onerosas (em termos de prazo, custo e garantia) por novas dívidas. Como alguns dos bancos que estão discutindo a operação de refinanciamento das distribuidoras são atualmente credores da Enersul, para estes bancos seus créditos atuais seriam repactuados para os termos do novo financiamento. Do endividamento total da Enersul, identificamos R$ 474 milhões os quais fariam sentindo o pré-pagamento mediante a emissão de uma nova dívida (provavelmente uma emissão de debêntures sob o amparo da instrução CVM 476 de 2009), no mesmo montante, conforme o quadro a seguir: Montante Prazo Carência de Principal Amortização Juros Garantia R$ 474 milhões 7 anos 2 anos mensal à partir do 25º mês, inclusive CDI + 2,50% (trimestral na carência e mensal a partir do 25 mês) Cessão Fiduciária de Recebíveis de 1,2x PMT Estamos negociando com os bancos que repactuarão seus créditos para que não exijam o pagamento de penalidade por pré-pagamento. Com este cenário de reperfilamento da dívida, custo médio e prazo médio do endividamento ficam de 129,0% do CDI e 5,0 anos, respectivamente. (c) Impostos, Taxas e Contribuições ICMS: A base de cálculo do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços (ICMS) no fornecimento de energia elétrica é o valor total cobrado do consumidor final, desde a geração e/ou importação de energia até a última operação destinada ao seu atendimento. Portanto, estão incluídos na base de cálculo os encargos relativos à geração e/ou importação de energia, conexão, transmissão, distribuição, comercialização, valores cobrados a título de Uso do Sistema de Distribuição de Energia Elétrica (TUSD) e/ou Uso das Instalações de 209

210 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Transmissão (TUST), e qualquer outro custo inerente ao fornecimento de energia elétrica, independente da denominação utilizada. A tabela abaixo apresenta as alíquotas médias de ICMS por classe de consumo, incidentes sobre o fornecimento de energia elétrica da Enersul nos dois primeiros trimestres de 2013, e que foram aplicadas na elaboração das projeções. A legislação vigente permite a constituição de créditos de ICMS sobre os gastos com investimentos, destinados a compensar futuros recolhimentos desse tributo em cronograma pré-estabelecido (48 meses após a entrada em operação do ativo investido). No âmbito das projeções espera-se a constituição de créditos de ICMS da ordem de R$ 442 milhões até 2025, dos quais R$ 336 milhões serão compensados dentro do horizonte deste trabalho. PIS/COFINS: A Contribuição para o Programa de Integração Social (PIS) e a Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (COFINS), com a incidência não-cumulativa, têm como fato gerador a receita bruta da venda de bens e serviços nas operações em conta própria ou alheia, e todas as demais receitas auferidas. Se a empresa estiver enquadrada no regime da não-cumulatividade, como é o caso da Enersul a alíquota do PIS é de 1,65%, conforme a Lei /02, e a alíquota do COFINS é de 7,6%, conforme a Lei /03. Todavia, do valor apurado, a pessoa jurídica poderá descontar créditos de 9,25% (1,65% + 7,6%) calculados sobre bens adquiridos para revenda (compra de energia elétrica), insumos e serviços utilizados no processo produtivo, bem como na aquisição de bens e serviços para o ativo imobilizado. Portanto, no presente cenário, os gastos com compra de Energia Elétrica e Custo de Transporte e os Investimentos são contabilizados pelo valor líquido de PIS/COFINS e o recolhimento devido será a diferença do PIS/COFINS sobre a receita menos os créditos obtidos. Alíquota de ICMS 1T13 2T13 1S13 Residencial 20,3% 19,7% 20,1% Industrial 19,0% 18,8% 18,9% Comercial 17,1% 17,1% 17,1% Rural 17,6% 17,7% 17,6% Outros 14,6% 14,7% 14,6% Total 18,5% 18,1% 18,3% Imposto de Renda / Contribuição Social: A Enersul é optante do Regime de Lucro Real para apuração e pagamento do Imposto de Renda da Pessoa Jurídica (IRPJ) bem como da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSSL). Tais impostos são calculados pela aplicação de alíquota de 9% (CSSL) e de 25% (IRPJ) sobre o lucro antes dos impostos ajustado por receitas e despesas não tributáveis, denominado Lucro Real. Também é facultada aos optantes deste regime de tributação a possibilidade de constituição de ativos de impostos a recuperar quando a companhia apresenta prejuízos, a serem utilizados 210

211 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões à razão de 30% do valor do imposto a pagar, desde que sejam utilizados no prazo de 10 anos. No Cenário Prospectivo, apesar de apresentar lucro contábil, estima-se que a Enersul apresentará prejuízos fiscais até 2016, somando R$ 78 milhões aos R$ 82 milhões de créditos existentes, totalizando R$ 160 milhões que seriam totalmente compensados até (d) Reestruturação de Capital e Dividendos Conceitos Indicadores de Alavancagem Há várias metodologias para avaliação de solvência e bancabilidade para empresas, pontos fundamentais para atuação em setores de capital intensivo. Não se pode imaginar uma empresa do setor elétrico sem acesso a crédito compatível com o que é exigido no setor, ou seja, de longo prazo e a custos equilibrados. Da mesma forma, o acesso a todos os mercados é fundamental, até pela impossibilidade de podermos afirmar que o crédito desejado estará sempre disponível. Há limites de concentração de risco praticados por agentes financiadores, o que exige criatividade e alguma dispersão na disponibilidade de crédito para acesso a estruturas alternativas. Avaliamos junto a bancos e agências de rating qual seria a métrica mais usual do mercado brasileiro para qualificação da solvência e bancabilidade de uma companhia, e qual seria o nível adequado para este índice no ambiente atual (nível de juros básicos, duration das dívidas disponíveis, da carteira da empresa e etc). Certamente não é a única, mas a Dívida Líquida / EBITDA é a mais utilizada e a mais simples de ser apurada. É interessante que a ANEEL também manifeste preferência por este indicador na sua rotina de avaliação das concessionárias. Ressaltamos aqui, a título de exemplo, a avaliação do rating da Energisa junto a Standard & oor s e Fitch as quais concederam notas equi alentes a AA- em escala nacional, o que pode representar um teste de validade a este princípio, à medida que a empresa possui amplo acesso a crédito bancário e mercado. O nível de classificação de rating nacional tem possibilitado à Energisa, e às suas subsidiárias dos setores de geração e distribuição de energia, acesso aos mais diversos produtos do mercado: (i) linhas de fomento em condições diferenciadas (BNDES, Banco do Nordeste e FIFGTS), (ii) crédito bancário amplo junto a bancos de primeira linha e (iii) acesso ao mercado de capitais (FIDCs, Debêntures e etc). 211

212 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões A Energisa possui uma política de gestão de riscos que: (i) limita a alavancagem a 3,5x EBITDA, (ii) determina duration (prazo médio) de dívida a ser perseguido de 4 anos, (iii) limita exposição a moeda estrangeira e derivativos, (iv) limita o pagamento de dividendos em momentos de investimentos mais intensos, (v) limita a concentração de liquidez num mesmo banco, dentre outros limites e obrigações. Esta política, tornada pública no início de 2009, tem rendido constantes elogios à disciplina financeira da Energisa e de suas subsidiárias, refletindo na sua percepção de risco. As agências de rating que cobrem o Grupo Energisa dão ênfase aos níveis de alavancagem medidos pelo indicador Dívida / EBITDA na avaliação do risco. Isto fica evidente nas recentes ações do rating da Energisa, dos quais destacamos: Standard & oor s: m 7 de Setembro de 3, e já após refletir a potencial aquisição do Grupo Rede, divulgou a atualização do rating da Energisa, mantendo a nota de braa-. A agência sinali a que os ratings oder o ser negati amente ressionados or índices de alavancagem maiores do que os previstos, e que poderão alterar positivamente a perspectiva se o índice de Dívida / EBITDA se apresentar abaixo de 4,0x. Fitch: Em 10 de Dezembro de 2012, a Fitch divulgou na nota que eleva o rating global da Energisa com destaque para o seguinte trecho: A Fitch espera que a Energisa mantenha sua alavancagem líquida entre 3,0 e 3,5 vezes durante seu agressivo plano de investimentos programado para os próximos dois anos. Os ratings poderão ser negativamente pressionados por índices de alavancagem maiores do que os previstos. Neste sentido, consideramos que, ao invés do limite de Dívida Líquida / EBITDA de 5,0 vezes a todo tempo conforme determinado pela Aneel, adotaremos para referenciar nossas projeções uma trajetória de queda que reflita o compromisso do concessionário em reduzir o índice de alavancagem gradualmente em um determinado prazo, para patamares adequados ao setor: Concessionárias sob intervenção: limite de Dívida Líquida / EBITDA máximo de 5,0x até o final de 2015 (2 anos), 4,5x no ano de 2016 e alcançando 3,5x até o final de 2017, quando este passaria a ser o limite máximo para as concessionárias. As apurações seriam feitas sempre sobre os números de ano fiscal fechado. 212

213 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Dívida Líquida: soma do passivo referente à (i) empréstimos, financiamentos, debêntures, encargos financeiros provisionados e não pagos, títulos emitidos no mercado internacional registrados no passivo circulante ou no exigível a longo prazo (bonds, eurobonds, short term notes), parcelamentos com fornecedores, déficit de planos de previdência e parcelamento de impostos e contribuições, registradas no passivo circulante e no exigível a longo prazo, (ii) diminuído pelos saldos de caixa e aplicações financeiras registrados no ativo circulante e no ativo realizável a longo prazo, do valor do contas a receber da Eletrobrás pelo Programa Luz para Todos ou pelo Programa de Baixa Renda. EBITDA: resultado líquido relativo a um período de doze meses, antes da participação de minoritários, imposto de renda, contribuição social, resultado não operacional, resultado financeiro, amortização de ágio, depreciação dos ativos, participação em coligadas e controladas, despesas com ajuste de déficit de planos de previdência e incluindo a receita com acréscimo moratório sobre contas de energia elétrica. Por outro lado, não parece fazer sentido a utilização do outro indicador sugerido pela Aneel, refletindo a Dívida Líquida / (EBITDA Capex). O Capex, quando se realiza, afeta diretamente a Dívida Líquida (pela redução de caixa ou por inclusão de financiamentos contratados), de forma que o indicador passa a ter a influência do Capex no numerador e no denominador. Adicionalmente, empresas que necessitam de um esforço relevante de investimento, para atingir metas de qualidade, afinal uma das motivações para intervenção foi justamente a insuficiência de investimentos que causaram deterioração das condições operacionais. Portanto não deveriam ter fortes restrições de Capex em covenants, independente de fazer todo sentido manter a alavancagem geral equilibrada (já cobertos pela Dívida Líquida / EBITDA). Portanto, é importantíssimo que as concessionárias sob intervenção tenham liberdade para investir. As restrições de crédito e liquidez enfrentadas por estas concessionárias nos últimos anos fizeram com que priorizassem obrigações básicas, em detrimento do cumprimento de um plano de investimentos em expansão, manutenção e no alcance das metas regulatórias de qualidade. Consequentemente, estas concessionárias precisam realizar investimentos não executados para, dentre outros objetivos, reestabelecer seus indicadores de qualidade para os padrões determinados pela Agência Reguladora. 213

214 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Principalmente nos primeiros anos de recuperação da empresa, o montante de investimento se aproxima do valor do EBITDA, quando não o supera em alguns casos, tornando o cumprimento do indicador impraticável. Sugerimos não adotar o indicador Dívida Líquida / (EBITDA Capex), limitando o controle ao indicador de Dívida Líquida / EBITDA, que é mais utilizado na avaliação da concessão de crédito e, de toda forma, já reflete o esforço do investimento na Dívida Líquida. Reestruturação de Capital A consideração sobre a necessidade de capitalização da empresa em qualquer cenário está amparada nos compromissos de sanar transgressões (aportar recursos para compensar efeitos da operação com Daycoval e para suportar encargos setoriais em atraso) e de melhorar a estrutura de capital e alavancagem da empresa, caso necessário, sem falar no pagamento dos mútuos que deverão ser liquidados. A dívida líquida da Enersul, após deduzir caixa e equivalentes, mútuos a receber e Daycoval e ser restituído, totaliza R$511,3 milhões. Os principais indicadores do desempenho econômicofinanceiro nos balancetes de 30 de Junho de 2013 e demais informações levantadas na diligência estão apresentados a seguir: 214

215 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Posição 2T2013 (R$ MM) ENERSUL Empréstimos e Financiamentos 571,5 Impostos Parcelados 72,4 Provisão para déficit atuarial 0,1 Mútuos 48,8 Encargos Setoriais/Eletrobrás Em Atraso 18,1 Encargos Atrasados + Tributos em Atraso 18,1 Repasse Itaipú Atrasado - Dívida Total ¹ 710,9 Disponibilidades + Aplicações no Mercado Aberto + Recebimento Mútuo + Daycoval 199,6 Disponibilidades 20,7 Aplicações no Mercado Aberto 108,6 Recebimento de Mútuo 8,6 Daycoval 61,8 Dívida Líquida 511,3 EBITDA 2012² - SEM CONTINGÊNCIA/PDD 344,7 EBITDA 2012² 213,0 Patrimônio Líquido 673,2 Capital Social / Reservas de Capital 652,1 Reserva de Reavaliação - Reservas de Lucro / Prejuízos acumulados 21,1 1: Dívida bruta considera: empréstimos e financiamentos + impostos parcelados + provisão p/ déficit atuarial + Encargos Setoriais/Eletrobrás Em Atraso + Mútuos à Pagar Ratios ENERSUL Divida Líquida / (Dívida Líquida + PL) 43,2% Dívida Líquida/ EBITDA 2,4x Dívida Líquida/ EBITDA - Sem Contingência/PDD 1,5x Calculando-se o indicador de alavancagem financeira através da divisão da dívida líquida de junho de 2013 pelo EBITDA (2012) alcança-se 2,4x. Mesmo com a alavancagem equilibrada, Enersul terá um aumento de capital em decorrência da restituição do valor apropriado pelo Banco Daycoval (R$61,8 milhões). Com o referido aumento de capital, a Enersul alcança um índice de Dívida Líquida / EBITDA com base no próforma de 30-jun-2013 de 2,4x (o aumento de capital se limita ao valor apropriado pelo Banco Daycoval) e de 2,8x ao final de Visando uma nova história da relação entre empresa e Regulador, no capítulo 9, o cenário do Plano de Recuperação mostra um aperfeiçoamento deste Cenário Prospectivo, dando mais consistência ao alcance das metas regulatórias. 2: EBITDA = EBIT+Depreciação+ Acréscimos Moratórios 215

216 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Premissas para o Pagamento de Dividendos Durante o período deste Plano, foi adotada a seguinte política para distribuição de dividendos: (i) Enquanto Dívida Líquida / EBITDA >= 3,5x, dividendos mínimos obrigatórios de 25% do lucro líquido distribuível. (ii) Enquanto Dívida Líquida / EBITDA <= 3,5x, dividendos de 50% do lucro líquido distribuível. No caso da Enersul, foi considerado o seguinte fluxo de dividendos: Dívida Total Líquida / EBITDA 3,5 x 3,4 x 3,3 x 2,8 x 2,5 x 2,1 x 1,8 x 1,4 x 1,1 x 1,1 x 0,9 x 0,6 x % DO LUCRO DISTRIBUÍVEL 50,0% 0,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% (e) Mútuos Como parte da correção das transgressões apontadas pela ANEEL, este Plano apresentado pela Rede Energia, no âmbito da aquisição do controle pela Energisa, deverá tratar a liquidação dos mútuos entre companhias. Com base nas demonstrações financeiras de 30 de junho de 2013, Enersul pagará mútuos existentes no montante de R$48,9 milhões, dos quais R$35,6 milhões junto a distribuidoras coligadas e R$13,3 milhões perante a Rede Power, holding do Grupo, conforme abaixo demonstrado: R$ milhões Celtins 24,4 EDEVP 11,0 Caiuá 0,1 EEB 0,1 Distribuidoras 35,6 Rede Power 13,3 Holdings 13,3 TOTAL 48,9 216

217 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Por outro lado, Enersul possui saldo de mútuo a receber de R$8,6 milhões da Rede Power, holding do Grupo, conforme descrito abaixo. Esse saldo ativo deverá liquidar parcialmente o passivo que Enersul possui com Rede Power. R$ milhões Rede Power 8,6 Distribuidoras 8,6 No âmbito da aquisição do controle acionário do Grupo Rede pela Energisa, a adquirente se comprometerá a fazer com que estas operações de mútuo sejam liquidadas em até 60 (sessenta) dias a partir da assunção do controle. (f) Ressarcimento Daycoval O Banco Daycoval possuía operações de crédito de R$ 225 milhões junto à Rede Energia S/A, créditos estes habilitados na Recuperação Judicial protocolada por cinco empresas do Grupo em 23-novembro O Banco Daycoval se apropriou de recursos de algumas distribuidoras de energia controladas pela Rede Energia, alegando ter documentação regular que lhe permitiria esta compensação, o que está sendo questionado na justiça, podendo obrigar o banco a restituir estes recursos às distribuidoras. No âmbito deste Plano é exigida a correção desta operação, com restituição dos recursos para as distribuibuidoras. No caso específico da Enersul, R$ 61,8 milhões foram retidos e deverão ser restituídos no âmbito do Plano, o que Energisa considera fazer da seguinte forma: Realização de aumento de capital na Enersul no valor mínimo de R$ 61,8 milhões, acrescido do valor dos encargos e de quaisquer outras despesas decorrentes da compensação realizada pelo Daycoval, em até 90 dias após a assunção do controle acionário pela Energisa. Enersul preserva os créditos a receber junto ao Daycoval, no montante de R$ 61,8 milhões, considerando o recebimento no longo prazo. 217

218 DRE - Cenário Prospectivo (R$ milhões) RECEITA BRUTA DE VENDAS DEDUÇÕES DE VENDAS (507) (560) (605) (657) (685) (743) (820) (896) (976) (1.030) (1.107) (1.203) Impostos (458) (503) (545) (593) (643) (705) (776) (849) (926) (977) (1.051) (1.143) Encargos do Consumidor (49) (57) (60) (64) (41) (38) (44) (47) (51) (53) (56) (60) RECEITA LÍQUIDA DE VENDAS GASTOS OPERACIONAIS (1.228) (1.304) (1.386) (1.468) (1.598) (1.732) (1.881) (2.033) (2.210) (2.384) (2.566) (2.769) Compra de Energia e Transporte (793) (852) (908) (974) (1.080) (1.194) (1.313) (1.434) (1.578) (1.718) (1.864) (2.028) PMSO (309) (325) (341) (359) (377) (394) (420) (447) (475) (505) (536) (570) Depreciação E Amortização (89) (95) (100) (106) (111) (116) (121) (126) (132) (137) (143) (149) Provisão para Devedores Duvidosos (5) (5) (6) (6) (7) (7) (8) (9) (10) (10) (11) (12) Provisão para Contingências Judiciais (31) (28) (30) (23) (23) (20) (19) (17) (15) (14) (12) (11) RESULTADO OPERACIONAL RECEITAS E DESPESAS FINANCEIRAS (69) (103) (76) (77) (76) (69) (58) (41) (23) (10) 5 25 Aplicações Financeiras Acréscimos Moratórios Encargos de Dívida (79) (80) (98) (107) (112) (113) (106) (95) (83) (77) (67) (58) Outras Receitas e (Despesas) Financeiras (29) (57) (17) (14) (12) (9) (8) (6) (5) (3) (2) (1) RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS IMPOSTO DE RENDA / CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 1 (5) (4) (34) (45) (69) (88) (113) (132) (124) (148) (175) RESULTADO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO EBITDA Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Seção 7.08 Sumário das Projeções Financeiras (a) Demonstrativo de Resultado Projetado 218

219 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões (b) Fluxo de Caixa Projetado Fluxo de Caixa (R$ MM) INGRESSOS OPERACIONAIS Arrecadação Outros recebimentos DESEMBOLSOS OPERACIONAIS (1.632) (1.769) (1.922) (1.995) (2.178) (2.353) (2.585) (2.817) (3.081) (3.320) (3.529) (3.866) Energia elétrica comprada para revenda / transporte (909) (934) (990) (1.070) (1.192) (1.311) (1.439) (1.574) (1.731) (1.888) (2.047) (2.220) Encargos setoriais (44) (48) (54) (59) (33) (35) (37) (40) (42) (44) (46) (49) PMSO (309) (325) (341) (359) (377) (394) (420) (447) (475) (505) (536) (570) Impostos e contribuições correntes e parcelamentos (363) (392) (424) (446) (499) (556) (631) (704) (782) (833) (882) (1.014) Contingências judiciais (2) (27) (108) (58) (75) (55) (56) (52) (49) (49) (15) (12) Outros desembolsos (inclui multas) (4) (43) (3) (3) (3) (2) (2) (2) (2) (2) (2) (2) GERAÇÃO OPERACIONAL DE CAIXA INGRESSOS NÃO OPERACIONAIS Aporte de Capital Empréstimos e Financiamentos Partes relacionadas Subsídios à investimentos / Participação Consumidor Outros recebimentos não operacionais 8 (1) (2) 4 (1) 8 DESEMBOLSOS NÃO OPERACIONAIS (991) (367) (578) (563) (775) (735) (913) (776) (893) (748) (824) (736) Investimentos (295) (264) (337) (264) (277) (253) (265) (277) (289) (302) (316) (330) Empréstimos e Financiamentos (517) (92) (241) (261) (451) (417) (569) (400) (482) (307) (376) (267) Partes relacionadas (50) Dividendos (40) (10) - (39) (46) (65) (80) (99) (121) (140) (132) (140) Outros desembolsos não operacionais (89) GERAÇÃO TOTAL DE CAIXA SALDO INICIAL DE DISPONIBILIDADES SALDO FINAL DE DISPONIBILIDADES Como premissa básica para a projeção do Fluxo de Caixa, foi considerada a necessidade de manutenção de caixa mínimo equivalente a 15 dias do faturamento do ano anterior, sendo 219

220 CENÁRIO PROSPECTIVO Vendas Mercado Próprio GWh Crescimento Mercado Próprio % 6,6% 5,5% 5,5% 5,5% 5,1% 4,6% 4,7% 4,6% 4,5% 4,5% 4,4% 4,3% Número de Consumidores Mil Receita Operacional Bruta Receita Operacional Líquida Spread (Receita Líquida - Compra - Transp.) EBITDA Resultado Financeiro (99) (136) (112) (117) (119) (116) (109) (97) (84) (75) (65) (51) Lucro Líquido PMSO CAPEX Póprio (*) Saldo de Caixa Dívida Total Líquida Margem EBITDA (EBITDA / Receita Líquida) 15,8% 16,8% 19,1% 20,9% 21,9% 22,7% 23,2% 23,8% 23,7% 21,6% 21,3% 21,6% Margem Spread (Spread/Receita Líquida) 39,7% 39,7% 41,1% 41,7% 41,6% 41,2% 41,0% 41,0% 40,3% 38,3% 37,6% 37,6% Relações R$ Milhões Dívida Total Líquida / EBITDA 3,5 x 3,4 x 3,3 x 2,8 x 2,5 x 2,1 x 1,8 x 1,4 x 1,1 x 1,1 x 0,9 x 0,6 x EBITDA / Resultado Financeiro 2,1 x 1,7 x 2,6 x 3,0 x 3,4 x 4,0 x 4,7 x 5,9 x 7,4 x 8,0 x 9,8 x 13,8 x (*) CAPEX APÓS CAPITALIZAÇÃO E IMPOSTOS. DESCONSIDERA PARTICIPAÇÃO DO CONSUMIDOR, SUBSÍDIOS E APLICAÇÕES EM P&D E PEE. Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões este excedente de caixa remunerado por taxa equivalente a 105% do CDI. Eventuais necessidades de captações para manutenção deste objetivo de liquidez mínima, seriam feitas atra s de o era ões com ra o de dois anos bullet ao custo de 3 % do. (c) Sumário das Projeções Financeiras. 220

221 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões 8. Por Que da Necessidade de Regime Regulatório Excepcional para as concessões do Grupo Rede? A essência de uma regulação por incentivos em monopólios naturais consiste na emissão de sinais e parâmetros regulatórios de forma que as concessionárias possam competir com esses referenciais. Nesse contexto, caso as empresas superem os parâmetros estabelecidos pelo Regulador, os ganhos auferidos são apropriados pela concessionária durante determinado período de tempo, acontecendo o contrário há uma redução da remuneração. Esse regime de regulação promove a busca pela eficiência e estimula as concessionárias a aumentarem a sua produtividade. Em um momento posterior, nas revisões tarifárias periódicas, esses ganhos de eficiência e produtividade são compartilhados com os consumidores ro iciando uma situa o ganha-ganha continuada cu os sinais e arâmetros regulatórios normalmente são ajustados e aprimorados a cada ciclo tarifário. Para que esse ciclo virtuoso se concretize, é necessário que as concessionárias estejam em condi ões equilibradas ara que consigam artici ar dessa com eti o. Sem esse equil brio a com eti o come a desfa orá el ara a concessionária. laro que nessa situa o necessário entrar no mérito do motivo da ocorrência do desequilíbrio. Analisando os resultados do Grupo Rede nos últimos anos, e não se trata de poucos anos, constata-se que as suas concessionárias foram perdendo as condições econômicas, financeiras, técnicas e operacionais básicas. Essa deterioração da saúde econômica e financeira e operacional das empresas as colocou-as em situação muito desfavorável na com eti o ro osta ela regula o or incenti os. No caso concreto, é difícil definir categoricamente todas as causas que levaram à deterioração das condições das concessões do Grupo Rede. Entretanto, observa-se que um elevado endividamento levou a um comprometimento com o pagamento do serviço da dívida, ocasionando a falta de recursos para pagamento de obrigações setoriais, reduzindo sobremaneira a capacidade de novos investimentos e de fazer frente às necessidades operacionais. Isso acabou por levar a uma redução dos níveis de qualidade e de combate às perdas de energia elétrica. Essa situação implicou no pagamento de valores consideráveis decorrentes de multas e compensações relacionadas a qualidade do serviço prestado, bem como no não reconhecimento tarifário de significativos valores com compra de energia. Esse contexto criou um ciclo destrutivo (ou vicioso) nas concessões. 221

222 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Todavia, concluir que o elevado endividamento foi a única causa dos problemas enfrentados pelo Grupo Rede e que a redução do nível da alavancagem das empresas é o único desafio a ser enfrentado no momento atual é uma conclusão simplista e apressada. O problema das concessões do Grupo Rede abrange diversos aspectos que exige uma reflexão e uma análise mais profunda. A delicada situação de liquidez que o Grupo já enfrentava, associada à necessidade de investimentos expressivos em algumas concessões, a crescente distância para o alcance das metas regulatórias e à formação de dreno de recursos da concessão, potencializou a elevação das dívidas. Dada a gravidade da situação que as concessionárias do Grupo Rede enfrentavam, resultou numa importante dificuldade na gestão das concessões em relação aos sinais e parâmetros regulatórios emitidos pela ANEEL. No caso, os problemas mencionados impediram uma gestão apropriada quanto aos aspectos regulatórios e operacionais das empresas. Como as concessões possuem em sua maioria características muito peculiares, desafiantes pela extensão territorial, baixa densidade de consumidores e carência de infraestrutura os efeitos desse descompasso são particulares, o que sugere a necessidade de um tratamento diferenciado para cada uma delas. A partir da perda das condições econômicas, financeiras, operacionais e técnicas das empresas do Grupo Rede, a insolvência ficou iminente, o que culminou com a intervenção compulsória por parte da ANEEL. Nesse processo de intervenção, a ANEEL visou primordialmente a prestação do serviço adequado e a preservação do interesse público. Considerando o tempo de gestão do Grupo Rede, caracterizado anteriormente, acrescido da fase de intervenção, resta claro que nesse período as concessões estiveram sem condições de participar da com eti o regulatória elo desequilíbrio das condições básicas. A solução definitiva para as concessionárias do Grupo Rede passa pela assunção da titularidade por um novo controlador, com vistas à retomada da normalidade na prestação do serviço na concessão o mais rápido possível. Nessa tese, duas vertentes, em prol do interesse público, devem ser observadas, mas tratadas de forma distinta. A primeira vertente concerne às dívidas e inadimplências, onde resta claro que o novo controlador deve contar com sua capacidade de negociação com credores e recursos próprios para sanar as questões pendentes, sem que isso venha a interferir na gestão das concessões que passa a assumir, dentro de padrões regulatórios condizentes com a realidade colocada. 222

223 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Na segunda vertente, que diz respeito à condução dos aspectos operacionais e de expansão de cada uma das concessões que compõem o Grupo Rede, tem-se a realidade fática da situação presente que, embora indesejável, necessariamente deve representar o ponto de partida na concepção de uma solução consistente e sustentável para cada uma das diferentes situações colocadas nas prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica nas áreas em questão. Nesse contexto, é importante que haja condições adequadas e prazos factíveis para consecução do objetivo maior, que é a retomada da normalidade dos serviços o mais rápido possível, dado que as duas vertentes acima fazem que o mesmo controlador tenha que necessariamente recuperar cada concessão tanto do ponto de vista financeiro como operacional. A solução que implicar em alongar no tempo a retomada da normalidade do serviço de distribuição de energia elétrica não é a melhor para o interesse público, pois aumenta os riscos de que fatos supervenientes tenham maior amplitude em concessões que ainda não estejam plenamente recuperadas, o que dificultaria ainda mais a retomada da prestação do serviço adequado e os diálogos com o Regulador na busca de uma transição regulatória segura. Os fatos supervenientes incluem eventuais problemas que hoje não puderam ser identificados e que somente serão conhecidos quando da operação da nova gestão, por mais intensa e objetiva que tenha sido a diligência realizada. A solução para as concessões do Grupo Rede não pode desconsiderar que as concessionárias passaram vários anos com extremas dificuldades. Do ponto de vista regulatório esses anos podem ser entendidos como um período de tempo em que praticamente não foi possível perseguir os referenciais estabelecidos, o que resultou, muitas vezes, em um distanciamento ainda maior entre a realidade e os parâmetros regulatórios. Considerando o objetivo da retomada da normalidade das concessões, é necessário que os referenciais regulatórios para o novo controlador observem e considerem o período caracterizado como de estagnação em relação às metas regulatórias, dado ao desequilíbrio ocorrido tanto no contexto financeiro como operacional. Não é coerente do ponto de vista regulatório e nem atende ao objetivo da retomada da normalidade tratar como normais os últimos anos dessas concessionárias. Definir metas regulatórias desconsiderando as atipicidades e desequilíbrios dos últimos anos, e o cenário em que atuaram, trará um efeito prático de drenar recursos da concessão para pagamentos de multas, compensações, falta de cobertura de compra de energia decorrente de glosas de 223

224 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões perdas regulatórias. Também, se a opção for pelo caminho da intensificação de investimentos para recuperar as metas regulatórias no curto prazo, de um lado pressionará de forma significativa a tarifa, bem como esbarrará nas condições locais de atender uma mobilização necessária de curto prazo, o que leva a um contexto de pouca racionalidade. Cabe lembrar que nos primeiros anos, após a assunção do controle acionário das concessionárias do Grupo Rede por um novo controlador, serão necessários, além da implantação de um choque de gestão, vultosos aporte de recursos para atender a demanda reprimida por investimentos em expansão e melhorias. Nesse contexto, os mencionados drenos de recursos (multas, compensações, glosas e etc.) estarão trabalhando contra este esforço, uma vez que a perda de recursos ocasionada por essa situação retardará a retomada da normalidade das concessões, o que é indesejável para a ANEEL, consumidores, sociedade e controlador. Concretamente, a ANEEL tem a possibilidade de definir patamares regulatórios específicos e diferenciados para as concessionárias do Grupo Rede, que sejam exequíveis, dada a situação excepcional que cada concessão se encontra. Isso poderá ser feito com segurança, uma vez que há mais de um ano a gestão dessas empresas está sob intervenção da Agência. Esses Interventores, além de conviverem com a realidade dessas concessões, de terem notória experiência no setor elétrico, inclusive como ex-reguladores, são confiáveis o suficiente para informar a exata medida da situação e da adequação das metas para a sua superação, o que mitiga sobremaneira eventual assimetria da informação. Não há dúvida de que os Interventores seriam hoje a fonte de informação mais fidedigna sobre a realidade das concessionárias do Grupo Rede, no sentido de acusar e precisar quais exigências regulatórias as concessões estão incapacitadas de atender nos atuais prazos estabelecidos. Nesse contexto, essas exigências demandariam ajustes. Assim, o grupo Energisa se apresenta como uma parte protagonista da solução para os problemas enfrentados pelas concessões do Grupo Rede. Essa parcela da solução consiste na capacidade de turnaround demonstrada nos ativos adquiridos na privatização e que hoje são benchmark do setor, na capacidade de implementar choque de gestão, com presença sênior, na capacidade de alcançar níveis adequados de qualidade do serviço e de perdas elétricas, na capacidade de realizar investimentos intensos com disciplina técnica, comercial, regulatória, administrativa e financeira. Toda essa expertise resultará na agregação de valor para consumidores em decorrência das melhorias operacionais (técnico-comerciais), regulatória, administrativa (processos e sistemas) e financeira. 224

225 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Assim, para que a Energisa possa recuperar as concessionárias do Grupo Rede, constata-se a real necessidade de um regime excepcional regulatório conforme prevê a lei. Nesse sentido, a outra parcela da solução reside na aprovação deste regime excepcional pela ANEEL. A premência da aprovação desse regime reside no atual quadro de dificuldades das concessões, onde o abismo entre as metas regulatórias e reais drenam recursos imprescindíveis para a retomada das condições econômicas, técnicas e operacionais das empresas, e que reduzem a capacidade de geração de caixa. Os próprios Interventores poderão indicar casos tão expressivos em que nem a mais eficiente gestão aliada a recursos financeiros ilimitados permitiriam cumprir as metas sem flexibilização, dado à situação atual das concessões. Portanto, a aprovação do regime excepcional regulatório permitirá que o Grupo Energisa tenha compatibilizado as condições e o menor tempo para recuperar as concessões, fazendo com que as concessionárias possam competir com os referenciais regulatórios, o que beneficiará os consumidores. Cabe mencionar que o regime excepcional regulatório identificado para cada concessão é o resultado de análise profunda por parte da Energisa, bem como da opinião dos Interventores sobre os pontos cruciais regulatórios. Assim, cada concessão necessita de um determinado regime customizado e específico, na medida das suas profundas necessidades, no qual é identificada quais exigências regulatórias as concessões estão incapacitadas de atender nos atuais prazos estabelecidos e, portanto, em benefício da concessão, demandariam ajustes. Assim, tendo em conta as seguintes motivações e fundamentações: a) a realidade da situação de cada concessão; b) o diagnóstico da ENERGISA para cada concessão; c) a visão e o diagnóstico dos Interventores para cada concessão; d) a necessidade imperiosa de se atingir no menor tempo uma situação sustentável para os consumidores e para as concessões; e) as necessidade apontadas no Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões proposta ENERGISA; f) o Plano de Integração de Gestão proposta ENERGISA; g) problemas que hoje não puderam ser identificados e que somente serão conhecidos quando da operação da nova gestão; e h) a previsão legal do Regime Excepcional Regulatório, constata-se a real necessidade de se definir, estruturar, propor e submeter à aprovação da ANEEL um Regime Excepcional Regulatório para cada uma das 8 concessões do Grupo Rede. Sendo necessário um regime diferenciado para cada concessão, dada as particularidades e dificuldades que as caracterizam. Importante destacar que cada regime visa o melhor benéfico para a concessão. 225

226 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões 9. Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Proposta Seção 9.01 Mercado Análise das Projeções Cenário Plano Na Enersul, o Cenário Plano se diferencia do Cenário Prospectivo em relação às projeções de mercado somente na Energia Recuperada. Consumo Consumo Total - ENERSUL Consumo Residencial - ENERSUL ,4 Cresc. Acum. 2006/2012 6,2% 6,4 Total GWh Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2013/2025 5,0% 5,5 5,5 5,5 5,1 4,8 4,7 4,6 4,5 4,4 4,4 4,3 20,0 18,0 16,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2, ,8 Cresc. Acum. 2006/2012 6,6% 8,8 Residencial GWh Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2013/2025 6,1% 6,6 6,4 6,2 6,0 5,8 5,7 5,6 5,5 5,5 5,5 5,4 25,0 20,0 15,0 10,0 5, Consumo Industrial - ENERSUL Consumo Comercial - ENERSUL ,4 Cresc. Acum. 2006/2012 4,8% Industrial GWh Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2013/2025 4,4% 4,6 4,8 4,7 4,5 4,5 4,4 4,3 4,2 4,2 4,1 4,1 4,1 15,0 13,0 11,0 9,0 7,0 5,0 3,0 1, Cresc. Acum. 2006/2012 7,4% 4,4 4,6 4,3 Comercial GWh Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2013/2025 5,0% 6,5 6,1 5,8 5,4 5,1 4,9 4,7 4,5 4,3 4,1 20,0 18,0 16,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2, , ,1 Cresc. Acum. 2006/2012 4,9% 8,9 8,5 Consumo Rural - ENERSUL Rural GWh Taxa de Crescimento (%) 4,6 Cresc. Acum. 2013/2025 4,4% 5,9 3,6 3,3 3,2 3,1 3,0 3,0 2,8 2,8 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 6,6 6,6 6,1 Crescimento Consumo (% a.a.) - ENERSUL 2006/ /2012 ** 2013/2025 7,4 7,8 5,8 5,8 6,2 6,2 4,8 5,0 4,6 4,9 4,9 5,0 4,4 4,4 3, Residencial Industrial Comercial Rural Outros Total Fonte: Balanço Energético. ** Sem efeito de migrações. 226

227 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Consumo Médio Consumo Médio por Consumidor - Total - ENERSUL Consumo Médio por Consumidor - Residencial - ENERSUL 700,0 600,0 500,0 400,0 300,0 200,0 100,0 2,3 Cresc. Acum. 2006/2012 2,0% 2,9 Total (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%) 1,9 Cresc. Acum. 2013/2025 2,0% 2,3 2,3 2,1 2,0 1,9 1,9 1,9 1,8 1,8 1,8 15,0 13,0 11,0 9,0 7,0 5,0 3,0 1,0 300,0 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0 4,4 Cresc. Acum. 2006/2012 2,5% 5,3 Residencial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2013/2025 3,2% 3,3 3,2 3,1 3,1 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 3,0 15,0 13,0 11,0 9,0 7,0 5,0 3,0 1,0 0, ,0 0, ,0 Consumo Médio por Consumidor Industrial - ENERSUL Consumo Médio por Consumidor - Comercial- ENERSUL , , , , , ,0 Industrial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2006/2012-2,9% Cresc. Acum. 2013/2025-0,3% -1,3-1,4-1,0-0,8-0,6-0,5-0,3-0,2-0,1 0,1 0,2 0,3 0,4 20,0 15,0 10,0 5,0 0, , , , , ,0 800,0 600,0 400,0 200,0 0,7 Cresc. Acum. 2006/2012 2,8% 0,5 Comercial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%) 0,3 Cresc. Acum. 2013/2025 1,1% 2,5 2,1 1,8 1,5 1,3 1,1 0,9 0,7 0,5 0,4 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0, ,0 0, ,0 Consumo Médio por Consumidor Rural - ENERSUL Crescimento Consumo Médio por Consumidor (% a.a.) - ENERSUL 800,0 700,0 600,0 500,0 400,0 300,0 200,0 100,0 0,0 1,6 Cresc. Acum. 2006/2012 0,3% 5,1 Rural (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2013/2025 1,8% 2,0 1,9 1,8 1,7 1,5 1,4 1,3 1,3 1,3 1,1 1, ,0 13,0 11,0 9,0 7,0 5,0 3,0 1,0-1,0 4,0 3,0 2,0 1,0 - -1,0-2,0-3,0-4,0 3,2 3,2 2,8 2,5 2,5 2,0 2,0 2,0 1,8 1,1 0,3 0,3-0,3-0,2-0,2-0,5 2006/ /2012 ** -2,9-3,1 2013/2025 Residencial Industrial Comercial Rural Outros Total Fonte: Balanço Energético. ** Sem efeito de migrações. Seção 9.02 Regulatório (a) Perdas Regulatórias Após análises junto a equipe da Enersul e também todo o material da revisão tarifária é visível o reconhecer que a trajetória de perdas não técnicas (PNT) homologada pela ANEEL - adotando os normativos vigentes - está muito distante da realidade da empresa e possibilitará o agravamento da situação econômico-financeira da distribuidora por meio da evicção de valor que hoje e no passado já se faz presente. 227

228 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Partindo-se do patamar atual das perdas de energia da área de concessão da Enersul, já evidencia que a concessionária terá dificuldades e, até mesmo, capacidade de cumprir as metas homologadas para a 3 RTP. Ressalva-se ainda se isto fosse fisicamente possível atingir os resultados almejados em tão pouco tempo, especialmente dos desafios de inicio de uma nova gestão e a competitividade com demais investimentos necessários à concessão no primeiro momento. Cabe destacar que uma ação regulatória eficaz é aquela capaz de refletir sobre as metas regulatórias definidas anteriormente que não foram atendidas. A Enersul demonstra que realizou ações para se alcançar a meta regulatória definida., até porque isso representaria acréscimo na remuneração da empresa. Se houve esforços e a meta não foi alcançada é porque os desafios apresentados na concessão são tais que provocam forte reação a mudanças, no caso, a redução de perdas não técnicas. Conforme as manifestações e contribuições encaminhadas pela Enersul à ANEEL, a trajetória de perdas homologada para o 3º ciclo foi afetada diretamente pela trajetória definida no 2º ciclo de revisão tarifária. No recurso administrativo contra a REH 1.505/13 a Enersul apresentou uma análise do cálculo efetuado no 2º ciclo com o pressuposto de redefinir o novo ponto de partida de PNT para o 3º ciclo de revisão tarifária. Segundo a manifestação da Enersul, o cálculo de perdas não técnicas do 2º ciclo não se realizou em conformidade com a REN 338/2008. O argumento é que por força da alteração do ponto de medição do sistema da Enersul em Campo Grande para Jupiá, a ANEEL entendeu, naquela oportunidade, ser impossível aplicar a metodologia prevista nas regras e buscou uma forma alternativa de definição das perdas não técnicas como medida calcada nos princípios da proporcionalidade e razoabilidade. Este fato foi expresso na Nota Técnica 097/2009 SER/ANEEL, a seguir transcrito: 228

229 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Com efeito, a mudança do ponto de medição fez com que as perdas técnicas entre Jupiá e Campo Grande fossem incorporadas nas Perdas Globais da Enersul, o que tornou impossível a aplicação literal da metodologia. Assim, deixou de observar a metodologia prevista de forma geral e abstrata para todas as empresas e diante das especificidades técnica da concessionária foram definidas as perdas não técnicas em patamar inferior a realidade verificada pela empresa. Ou seja, a REN 338/2008 definiu que para o cálculo das perdas não técnicas dever-se-ia partir do menor valor histórico de perdas globais, conforme transcrito: É visível, neste caso específico, que a regra levou a um descasamento da trajetória regulatória e da realidade vivenciada pela concessão. Neste sentido, a Enersul pleiteou um novo ponto de partida de PNT para o 2º ciclo, que consequentemente afeta o ponto inicial do 3º ciclo, ajustando as perdas globais em decorrência da alteração do ponto de medição. Há que se destacar que este ajuste é de cunho estrutural e busca refletir a verdadeira situação, enquanto que ao não se realizar esse ajuste, está se configurando uma situação estrutural distorcida. A seguir mostra-se o pleito de perdas não técnicas já ajustado o efeito da alteração do ponto de medição, para o 3º ciclo. 229

230 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões O gráfico abaixo mostra o efeito da mudança do ponto de medição de Campo Grande para Jupiá. Partindo-se da trajetória recalculada para o 2º ciclo, é factível traçar um novo ponto de partida para o 3º ciclo de revisão da Enersul. Neste sentido, buscando uma maior aderência da trajetória à realidade da empresa, propomos um cenário de alcance mais factível e melhoria do nível de perdas, abaixo apresentado e que guarda aderência com a condição estrutural real da concessão. Perdas Regulatórias Proposta Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta) 11,18% 9,48% 7,78% 7,18% 6,58% Limite de Redução (a.a) -1,70% -1,70% -0,60% -0,60% Referencial Regulatório PNT/BT 11,18% 9,48% 7,78% 7,18% 6,58% Referencial Regulatório PT/Einj 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% Esta reflexão volta ao ponto que destacamos acima no que se refere a uma ação regulatória eficaz é aquela capaz de refletir sobre as metas regulatórias definidas anteriormente que não foram atendidas. Uma vez que é notório que foram realizadas ações para se alcançar a meta regulatória definida, a não performance pode ser explicada pela distorção intrínseca dos 230

231 % Perdas Totais Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões desafios apresentados. Foi comprovado pela empresa que o cenário de perdas homologado não condiz com a situação estrutural da concessão. De forma a manter a coerência é proposta uma trajetória que se inicie com o nível atual de PNT obtido após os ajustes no patamar de perdas globais do 2º ciclo, que já demonstra um esforço enorme, observada a diminuição ao longo dos últimos anos, e tenha como chegada um patamar mais factível. A seguir é demonstrado que o ponto de chegada de PNT atualmente homologado (4,74%) é alcançado no final do próximo ciclo tarifário. Perdas Regulatórias Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta) 7,14% 9,48% 7,78% 7,18% 6,58% 6,21% 5,84% 5,48% 5,11% 4,74% 4,74% 4,74% 4,74% Limite de Redução (a.a) 2,34% -1,70% -0,60% -0,60% -0,37% -0,37% -0,37% -0,37% -0,37% 0,00% 0,00% 0,00% Referencial Regulatório PNT/BT 7,14% 9,48% 7,78% 7,18% 6,58% 6,21% 5,84% 5,48% 5,11% 4,74% 4,74% 4,74% 4,74% Referencial Regulatório PT/Einj 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% 12,29% Ou seja, ao considerar a trajetória de PNT ora proposta, na verdade, busca uma cadência no objetivo regulatório, mas sem deixar de perseguir a trajetória atual (4,74% ao final do 4º ciclo). Vale destacar, que foi considerado um ajuste das perdas no ano de 2014 a fim de se adequar ao referido pleito, uma vez que o evento tarifário 2013 já se encontra homologado. Ou seja, não quer dizer que não será possível atingir o objetivo, mas apenas que a trajetória será alcançada mais lentamente, especialmente porque, dada a situação da concessão, o combate às perdas concorrerá, em termos de exequibilidade, com outras ações de igual importância ou ainda mais expressivas. Neste sentido, apresentamos as trajetórias regulatórias e de operação propostas, mostrada em ano gregoriano, neste caso. 20,00% Trajetória de Perdas Totais (Regulatória versus Real) 15,00% 10,00% 5,00% 0,00% Perda Regulatória 17,72% 17,36% 16,49% 16,04% 15,73% 15,51% 15,32% 15,14% 14,95% 14,76% 14,71% 14,71% 14,71% Perda Empresa 18,72% 17,69% 17,08% 16,51% 15,98% 15,49% 15,14% 14,90% 14,76% 14,74% 14,71% 14,71% 14,71% 231

232 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões É notório que este cenário, além de ser mais aderente, busca uma melhoria sustentável sem comprometer a concessão. Mesmo com o ajuste do patamar de perdas a Enersul apresenta descasamento entre perdas regulatórias e a realidade. Este descompasso gerará, ainda, evicção de valor da ordem de R$ 12 milhões. Ou seja, além de investir pesado no sistema para melhorar o patamar de perdas a fim de buscar a aderência regulatória, mesmo ajustando o valor regulatório a Enersul incorrerá em perdas econômicas. Os valores de custos e investimentos atrelados a esta trajetória de perdas será abordado no item referente a custeio e investimento constante neste mesmo Capitulo 9 (seção 9.03 itens (a) e (b) respectivamente). Ressalta-se que além do esforço financeiro, há um esforço técnico e operacional enorme de exequibilidade da trajetória e o acatamento do pleito de ajuste do patamar de perdas indica o caminho mais robusto, principalmente pelo sinal econômico indicado. Cabe destacar que além de todo o esforço financeiro, o cenário proposto levou em conta, não somente a aderência regulatória, mas também a exequibilidade da trajetória proposta, uma vez que se está, de forma geral, propondo um cenário mais sustentável para esta concessão. Conforme destacado no Capitulo 6 e 8 acima, o Regulador possuiu poderes de tratar as excepcionalidades pelos condições delegadas pela Lei no /12. Para consecução desses objetivos, a Lei nº /12 estabeleceu em seu artigo 17 a possibilidade de aplicação de regime excepcional de sanções regulatórias, abaixo transcrito: rt n po r sta r r p ona san õ s r at r as durante o período de prestação temporária do serviço público de energia elétrica de que trata o art. 2º nas p t s s nt rv n o (b) Compra de Energia Em vista das alterações promovidas na projeção de mercado, apresentadas anteriormente, observa-se ligeira alteração na cobertura contratual, contudo, mantidas nos anos de 2015 a 2017 as perspectivas de subcontratação. Caso se verifiquem de fato, tais subcontratações poderão ser parcial ou totalmente cobertas por meio de energia adquirida em Leilões de Ajuste, MCSDs ou recebimento de CCEARs cedidos por distribuidoras. Importante ressaltar, 232

233 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões entretanto, que para o ano de 2015 a subcontratação vislumbrada poderá gerar penalidades para a distribuidora pelo fato de não estar respalda em exposição involuntária decorrente cancelamento ou postergações de CCEARs da distribuidora. Para este cenário, a penalidade calculada e considerada no modelo para período é igual a R$ 46 milhões, com grande parte (86%) alocada no ano de (c) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Consumidores Conforme apresentado nos itens e, da Seção 4.02, e c, da Seção 7.03, a distribuidora possui montante aproximado de R$ 80 (oitenta) milhões para restituição aos consumidores por antecipação de obras nos termos das Resoluções 365/2009, 368/2009, 488/2012, estando inclusos os valores a vencer para restituição das antecipações para as obras executadas a partir de 12/07/2011 e obras com valores acima de 03 (três) vezes o custo unitário do PLPT, além de diferenças a pagar em processos já restituídos, em razão do disposto no TN 024/2012. Este passivo é composto processos de diversas naturezas e enquadramentos na norma vigente. Como requisito necessário para saneamento das restituições devidas, faz-se necessária a realização de trabalho de auditoria para: a) Verificação do enquadramento da obra no critério de restituição à título de antecipação, b) Análise da documentação comprobatória disponibilizada, c) Análise sobre as ações judiciais correlacionadas (conforme o caso), d) Pertinência do ressarcimento, nos termos da legislação vigente, e) Identificação da obra em campo, f) Definição do valor da obra, em valores históricos e atualizados, segundo a legislação, g) Montagem de cadastro detalhado com valores devidos; h) Localização do proprietário, levando em conta que poderá ocorrer: não localização do titular do projeto, situações de espólio, documentos comprobatórios que não conferem com os dados cadastrados, dentre outras circunstâncias que impeçam o efetivo ressarcimento. Conforme dito, está em vias de conclusão o trabalho de auditoria realizado pelo Interventor para as atividades (a) à (d), no intuito de se obter base confiável sobre as restituições. A partir da conclusão deste trabalho, estima-se a necessidade de mais 24 meses para a realização das atividades (e) à (h), dado o número de processos envolvidos para a localização dos 233

234 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões proprietários, conjugada com o efetivo pagamento e quitação do passivo junto ao consumidor para encerramento dos processos. Dessa forma, com base no disposto no inciso III do artigo 12 da Lei /12 16, para este cenário adota-se a premissa de acolhimento pela ANEEL de pleito da distribuidora que solicita o prazo de 24 (vinte e quatro) meses, após a transferência de controle da concessão para a conclusão do processo de ressarcimento aos consumidores e incorporação dos ativos, de que tratam as Resoluções 223/03, 250/07, 365/09, 368/09 e 488/12. Ressalta-se que sobre tais valores incidirão os encargos legais e atualização previstos nas respectivas resoluções, desde a data prevista para a devolução, em cada dispositivo legal ou decisão judicial, conforme o caso, até a data de sua efetivação. Portanto, a premissa adotada na elaboração do plano é de quitação deste passivo no prazo de 24 (vinte e quatro) meses a partir de janeiro de 2014, com a incidência dos encargos legais e atualização previstos nas respectivas resoluções, para os valores apurados em em diante. (d) Reajustes e Revisões Tarifárias Os reajustes e revisões tarifárias resultantes, da consideração deste cenário alternativo do Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões, buscaram incorporar os dispositivos regulatórios vigentes e as premissas analisadas ao longo deste Capítulo 9, especialmente para as trajetórias de perdas de distribuição, universalização, mercado e investimentos. Portanto, tendo em vista as alterações promovidas na projeção de mercado, nas trajetórias regulatórias de perdas, nos limites propostos para qualidade do serviço e no investimento de universalização rural, observa-se alteração no resultado dos eventos tarifários. Abaixo a tabela com o resultado dos eventos projetados. 16 Art. 12. Os acionistas da concessionária de serviço público de energia elétrica sob intervenção terão o prazo de 60 (sessenta) dias, contado do ato que a determinou, para apresentar à Aneel um plano de recuperação e correção das falhas e transgressões que ensejaram a intervenção, contendo, no mínimo: (...) III - proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação; e 234

235 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Descrição Data abr/13 abr/14 abr/15 abr/16 abr/17 abr/18 abr/19 abr/20 abr/21 abr/22 abr/23 abr/24 abr/25 Tipo de Evento Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Ciclo Tarifário 3º ciclo 3º ciclo 3º ciclo 3º ciclo 3º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 5º ciclo 5º ciclo 5º ciclo Impacto no IRT (1) Encargos Setoriais 0,61% 1,84% 0,17% 0,08% 0,13% -1,68% 0,08% 0,08% 0,06% 0,07% 0,01% 0,07% 0,07% (2) Transporte de Energia -0,24% 0,33% 0,26% 0,27% 0,25% 0,25% 0,25% 0,25% 0,23% 0,22% 0,21% 0,22% 0,22% (3) Compra de Energia 7,86% -2,49% 2,20% -0,39% 2,26% 2,37% 2,72% 2,60% 2,36% 2,18% 2,45% 2,25% 2,24% (4) Parcela A = (1) + (2) + (3) 8,23% -0,32% 2,62% -0,05% 2,64% 0,94% 3,05% 2,93% 2,65% 2,46% 2,68% 2,54% 2,53% (5) Parcela B -15,16% 1,25% 1,51% 1,26% 1,32% -0,42% 1,45% 1,45% 1,44% 1,44% -2,21% 1,39% 1,39% (6) IRT Econômico = (4) + (5) -6,93% 0,92% 4,13% 1,21% 3,96% 0,51% 4,50% 4,38% 4,09% 3,90% 0,47% 3,93% 3,93% (7) IRT Financeiro 2,93% -1,47% 2,44% 1,31% 1,56% 1,40% 2,03% 2,13% 2,02% 1,98% 1,98% 2,04% 2,02% (8) IRT Total = (6) + (7) -4,00% -0,54% 6,58% 2,52% 5,52% 1,91% 6,53% 6,51% 6,11% 5,88% 2,45% 5,98% 5,95% (9) Reversão dos Financeiros do Ano Anterior 0,83% -2,79% 1,38% -2,32% -1,25% -1,48% -1,34% -1,94% -2,04% -1,93% -1,90% -1,90% -1,96% (10) Efeito Médio ao Consumidor = (8) + (9) -3,17% -3,33% 7,96% 0,20% 4,27% 0,43% 5,19% 4,57% 4,07% 3,95% 0,55% 4,08% 3,99% Fator X 1,77% 1,77% 1,77% 1,77% 1,77% 1,39% 1,39% 1,39% 1,39% 1,39% 1,30% 1,30% 1,30% Componente Pd 1,45% 1,45% 1,45% 1,45% 1,45% 1,39% 1,39% 1,39% 1,39% 1,39% 1,30% 1,30% 1,30% Componente T 0,32% 0,32% 0,32% 0,32% 0,32% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% Componente Q 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 235

236 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Com o reconhecimento regulatório das Perdas Não Técnicas, a Compra de Energia em 2014 acarreta um impacto negativo no reposicionamento de 2,49% (1,15% maior que no caso base, cenário atual apresentado no Capítulo 7). O Efeito Médio para o consumidor é negativo em 3,33% (1,17% maior que no caso base) em decorrência desta reconsideração da trajetória das perdas não técnicas regulatórias. Nos eventos tarifários seguintes, 2015 a 2017, há pouca variação entre os dois casos, com uma tendência de efeitos médios semelhantes. Na Revisão Tarifária de 2018, a Parcela B reduz 1,04% (impacto negativo de 0,42. Mesmo com a redução observada, o Custo Anual dos Ativos passa de uma participação de 45% para 50% da Parcela B, indicando um crescimento considerável do volume de investimentos e, consequentemente, da Base de Remuneração. Neste cenário, temos o cálculo da Componente Pd do Fator X para o 4º Ciclo de 1,39% (0,01% menorque no Caso Base. A tabela abaixo apresenta a variação da Base de Remuneração decorrente de cada Revisão Tarifária e explica a variação da Parcela B nestes eventos. Descrição # 3º Ciclo 4º Ciclo 5º Ciclo Evolução da Base de Remunera Regulatória Base de Remuneração Bruta Total R$ MM Base de Remuneração Líquida Total R$ MM Evolução da Base de Remunera Regulatória Base de Remuneração Bruta Total % 34,8% 22,9% Base de Remuneração Líquida Total % 21,7% 3,7% (*) valores a moeda do 3CRTP Nos eventos tarifários subsequentes há um impacto menos positivo por parte da Compra de Energia, com o gradual compartilhamento da eficiência no combate a Perdas com o consumidor. Na Revisão Tarifária de 2023, do 5º Ciclo, há uma variação da Parcela B de -5,55% com impacto econômico negativo de 2,21%. A representatividade do Custo Anual dos Ativos passa de 50% no 4º ciclo para 51% da Parcela B. Mesmo com a redução da Parcela B, o impacto para consumidor é positivo em 0,55%. A Componente Pd calculada nesta Revisão é de 1,30% (0,01% superior ao Caso Base). Cabe destacar que, do ponto de vista tarifário, as alterações resultam em modicidade para o consumidor já na revisão tarifária de

237 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões (e) Sanções regulatórias Para a elaboração deste cenário considera-se a premissa de acolhimento do pleito apresentado a seguir, nos termos do inciso III do artigo 12 da Lei /12 17, que estabelece que, em vista da excepcionalidade da situação econômico-financeira, os acionistas de concessionária sob intervenção apresentem Plano de Recuperação contendo proposta de regime excepcional de sanções regulatórias. Considerando que o Despacho 1.493/2013, o qual determina que Termos de Notificação emitidos durante o período de intervenção tenham caráter orientativo e /ou determinativo, deixará de produzir efeitos no momento do fim do período de intervenção, requer-se a extensão dos benefícios concedidos a esta por meio do Despacho para além o período da intervenção, nos seguintes termos: 1. Para os Termos de Notificação emitidos em momento anterior à intervenção, requer-se, na eventualidade de serem convertidos em Auto de Infração, a suspensão de sua exigibilidade, pelo prazo de 2 (dois) anos, contados a partir da data de transferência de controle acionário da distribuidora; 2. Para os Termos de Notificação emitidos após a transferência do controle acionário da Distribuidora, requer-se a extensão das benesses do regime sancionatório excepcional para que todos eles, emitidos no período de 2 (dois) anos, contados a partir da data de transferência de controle acionário da distribuidora, tenham caráter unicamente orientativo e/ou determinativo, sem a imposição de penalidades, com amparo no análogo precedente julgado nos autos do processo /2012 procedimentos especiais para a fiscalização durante o período de intervenção pela ANEEL nas Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica nos termos do Despacho 1.493/2013; 3. Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que tramitam em esfera administrativa, requer-se a extensão de 12 (doze) para 60 (sessenta) meses do prazo para parcelamento previsto no art. 35-A da Resolução ANEEL nº 63/ ; 17 Art. 12. Os acionistas da concessionária de serviço público de energia elétrica sob intervenção terão o prazo de 60 (sessenta) dias, contado do ato que a determinou, para apresentar à Aneel um plano de recuperação e correção das falhas e transgressões que ensejaram a intervenção, contendo, no mínimo: (...) III - proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação; e 18 Art. 35-A. Os débitos originários de multas aplicadas pela ANEEL ou Agências Conveniadas poderão ser pagos em até doze parcelas mensais e sucessivas, mediante requerimento dirigido ao Superintendente de Administração e Finanças da ANEEL, não podendo cada parcela ser inferior a R$ ,00 (dez mil reais). 237

238 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões 4. Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que tramitam em esfera judicial, requer-se a desistência dos valores de sucumbência por parte dessa Agência; 5. Por fim, ainda no âmbito do regime excepcional de sanções, requer a distribuidora a anistia dos encargos incidentes sobre o valor principal das obrigações pecuniárias das sanções regulatórias (multa, juros e atualização monetária). Dessa forma a premissa de quitação para as sanções regulatórias transitadas em julgado, são as seguintes: 1. Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, que tramitam em esfera judicial, considera-se a quitação dos valores exigíveis a partir de janeiro de 2014, diluídos ao longo de 24 (vinte e quatro) meses, prazo necessário estimado para o equacionamento e conclusão dos referidos processos. Adicionalmente, considera-se a desistência de sucumbência por parte dessa Agência; 2. Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que tramitam em esfera administrativa, adota-se o acolhimento pela agência da extensão de 12 (doze) para 60 (sessenta) meses do prazo para parcelamento previsto no art. 35-A da Resolução ANEEL nº 63/2004. Seção 9.03 Operacional (a) Evolução do Custo Operacional No Capítulo 9, Seção 9.02, item (b), a distribuidora defendeu a adoção de nova trajetória de Perdas Não Técnicas. Tais solicitações da distribuidora coadunam com a visão que o Custeio Operacional a ser desenhado para os próximos anos precisa considerar um rol de ações que permita a evolução equilibrada das condições técnico-operacionais da distribuidora, com descarte da suposição que um desembolso expressivo de recursos na partida teria o condão de viabilizar a retomada imediata das condições ótimas de desenvolvimento das atividades. Nesse sentido, o presente Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões apresenta uma proposta de Custos Operacionais para o período 2013 a 2017 alternativa, 238

239 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões alinhada com o aceite das solicitações encaminhadas. Neste cenário o custo total será 6,5% inferior ao cenário anterior. O gráfico apresentado a seguir mostra a comparação dos Custos Operacionais para os dois cenários no período do 3CRT. No período , essa nova proposta de limites regulatórios promove uma redução de R$ 30 Milhões nos Custos Operacionais adicionais para fazer frente a estes mesmos limites. Tal diferença, decorrente do aceite das variações dos limites regulatórios por parte da ANEEL, se mostra extremamente representativa para a distribuidora, em um momento de equacionamento de uma série de questões estruturais na área de concessão que precisam ser atacadas de forma simultânea. Na previsão de Custos Operacionais (OPEX) para o 3CRT foi adotado como premissa a manutenção da mesma distribuição por natureza, verificada em 2013, como pode ser observada no gráfico apresentado a seguir. 239

240 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Observando as trajetórias dos indicadores do OPEX por Consumidor e OPEX por Energia Faturada entre 2013 e 2025, apresentadas nos gráficos a seguir. Um ponto a destacar é o crescimento médio do indicador OPEX / Consumidor, que atinge uma taxa de 3,2% no período, inferior aos indicadores de inflação projetados para o período. 240

241 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Observando a evolução do indicador OPEX / Receita Líquida, gráfico abaixo, observa-se uma redução no patamar a partir de 2015, Entretanto permanece em valores elevados se comparados com as outras Empresas do Grupo Rede e similares do setor. (b) Evolução do Investimento No Capítulo 9, Seção 9.02, item b), a distribuidora defendeu a adoção de nova trajetória de Perdas Não Técnicas. Já no Capítulo 9, Seção 9.03, item (d), o foco foram às obrigações relativas ao PLPT e a necessidade de adoção de uma proposta alternativa. 241

242 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Tais solicitações da distribuidora coadunam com a visão que os investimentos a serem desenhados para os próximos anos precisam considerar um rol de ações garantidoras da evolução equilibrada das condições técnico-operacionais da distribuidora, com descarte da suposição que um desembolso expressivo de recursos na partida teria o condão de viabilizar a retomada imediata das condições ótimas de desenvolvimento das atividades, ou ainda, que os recursos disponíveis seriam infinitos e provenientes de uma fonte outra que não aquelas derivadas da própria sustentabilidade do negócio. As próprias condições locais impõem restrições na execução de volumes expressivos de investimentos no curto prazo de tempo, conforme testemunhos colhidos junto ao Interventor e sua equipe técnica transcritos na Seção 9.03, item (c). Nesse sentido, o presente Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões apresenta uma proposta de investimentos para o período 2013 a 2017 alternativa, alinhada com o aceite das solicitações encaminhadas e consistente com a capacidade de execução da ENERSUL. Como complementação às justificativas apresentadas na proposta de mudança da trajetória de Perdas Regulatórias e PLPT é importante destacar alguns pontos para esclarecer melhor as razões pelas quais coloca-se em dúvida a viabilidade de execução de todos estes programas em paralelo, e ainda garantir a operação e continuidade das operações: Quanto ao Programa de Universalização Rural, a previsão de atendimento a novos domicílios a serem ligados até 2016, concorrendo com um grande volume de investimentos previstos para o mesmo período, apresenta os seguintes fatores inviabilizadores: A partir de 2015, não existe previsão de recursos subvencionados, ou seja, o programa deverá ser implementado levando por base 100% de recursos próprios, no montante total de R$ 132 milhões, correspondendo a 7% do total previsto para o período ; Concorrência na contratação de empreiteiras e mão de obra especializada na região, para dar vazão à execução deste programa ao mesmo tempo dos projetos do plano de redução de perdas não técnicas e obras inadiáveis (destinadas a resolver problemas de esgotamento da capacidade de componentes do sistema) e aquelas destinadas à expansão do sistema, fato este atestado pelos Interventores e equipe de obras da empresa. Notar que a 242

243 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões concorrência por mão de obra se dá também com outros setores da atividade econômica no estado, em pleno aquecimento; As condições de acesso a esses domicílios longínquos (inexistência de estradas) e as características do terreno da região (fica intransitável no período de chuvas mais intensas - mínimo de três meses por ano), que afetam a execução do plano de obras dentro de suas previsões originais. Com relação à implantação do plano de redução de Perdas Não Técnicas, o principal ponto é a implantação de um programa capaz de atingir as metas estabelecidas no 3CRTP até Para obter resultados é imprescindível mudar a forma de fazer, através da estruturação de um centro de inteligência de combate a perdas, de um sistema de gestão para planejamento, controle e acompanhamento das ações, utilização do sistema de blindagem de medição e rede e treinamento e capacitação das equipes envolvidas no processo. O Grupo Energisa tem a expertise necessária para dar apoio na implantação de um programa desse porte, mas o prazo para obtenção dos resultados estabelecidos precisa de uma dilatação, para que a meta de perdas não técnicas em relação ao mercado de baixa tensão, possa ser atingida, conforme explanações aportadas na seção 9.02, item (b). Considerando a aprovação das propostas apresentadas nesse Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões, haverá uma redistribuição dos investimentos no período , de forma que no período os esforços imediatos a serem realizados pela distribuidora possam receber um ajuste pró-equilíbrio da ordem de R$ 52 milhões. Sairíamos de investimento total no período de R$ 985 milhões (conforme demonstrado no Capítulo 7, Seção 7.05, item b)) para R$ 935 milhões conforme a tabela abaixo. Ainda assim os volumes aportados são muito relevantes e expressivos. A tabela seguir apresenta as projeções de investimentos até 2025, destacando os investimentos previstos para o 3CRTP, dentro dessa proposta: ENERSUL 3CRT a a 2025 Total Expansão, Melhorias, Reforços e Renovações Programa de Melhoria da Qualidade do Serviço Programa de Redução de Perdas Não Técnicas Subtotal Ativos Elétricos Universalização Rural e PLPT Total de Ativos Elétricos Investimento em Ativos Não Elétricos Total Valores em R$ Milhões, a preços de junho de 2013, antes do credito de impostos e capitalização de despesas. 243

244 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Com o alongamento do prazo da Universalização Rural, observa-se a predominância dos investimentos para expansão, melhoria e reforços, muito importantes para recuperar o desempenho operacional da Empresa, proporcionado à estrutura necessária para oferecer a seus consumidores uma energia com os níveis de qualidade adequados. Com este cenário, os investimentos destinados ao Plano de Redução de Perdas Não Técnicas e ao Plano de Universalização Rural, no período referente ao 3CRT, correspondem a 9,2% do total previsto. O gráfico a seguir mostra a composição dos investimentos para este período. Valores em R$ Milhões, a preços de junho de 2013, antes do credito de impostos e capitalização de despesas. 244

245 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Desconsiderando os quatro primeiros anos, universalização rural em 2014 e projetos de infraestrutura em 2014 e 2015, o restante do período projetado tem uma trajetória praticamente constante. Importante destacar que nos próximos anos serão realizados ajustes no planejamento de forma a adequar os investimentos a expansão do mercado e necessidades operacionais da empresa, inclusive atacando novas frentes em que se mostrarem necessárias uma atuação da concessionária. O gráfico a seguir mostra a previsão de investimentos para o período 2014 a Valores em R$ Milhões, a preços de junho de 2013, antes do credito de impostos e capitalização de despesas. Observando as trajetórias dos indicadores de Investimento por km de Rede e Investimento por Consumidor, entre 2013 e 2025, apresentadas nos gráficos a seguir, constata-se o grande volume de investimentos a ser aplicado nos seis primeiros anos do período, mesmo considerando a adoção do cenário proposto como alternativa para este Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões. 245

246 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões (c) Programa Luz para Todos Verificou-se no Capitulo 7, seção 7.05, item (c) o cenário de implementação da universalização rural na área de concessão da Enersul. Na tabela abaixo observa-se que dos 73 municípios da área de concessão da Enersul, 65 (ou 89% dos municípios) serão universalizados entre 2014 e

247 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões ÍNDICE DE ATENDIMENTO RURAL DO MUNICÍPIO ANO MÁXIMO PARA ALCANCE DA UNIVERSALIZAÇÃO NO MUNICÍPIO Sabemos que além do estoque atualmente projetado há, sempre, o crescimento vegetativo atrelado a unidades consumidoras no meio rural. A proposta de universalização rural da Enersul encontra-se a seguir ilustrada. Observa-se que a subvenção somente abrange até dezembro de 2014, por meio do PLPT. QTDE DE MUNICÍPIOS (REN 488/2012) Ia > 99,00% Universalizado 8 97 % < a 99 % % < a 97 % % < a 93 % % < a 89 % a 8 % TOTAL 73 Número de consumidores a serem Universalizados Recursos Próprios Luz para Todos Ano Convencional Sistemas de Geração Convencional Sistemas de Geração TOTAL TOTAL No sentido de guardar uma razoabilidade regulatória, no cenário do Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões, consideramos, para fins de alinhamento regulatório, a ligação, de forma linear, destas quase 3 mil unidades até o final do contrato de concessão. Destaca-se que na seção 9.03, item (b) os investimentos para a execução da universalização rural até 2027 (final do atual contrato de concessão). Seção 9.04 Econômico-Financeira (a) Obrigações em Aberto (Financeiras, Fiscais, Setoriais) Para recuperar a sustentabilidade da concessão de distribuição de energia elétrica da Enersul será necessário um volume significativo de novos investimentos, inclusive no curtíssimo prazo. 247

248 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Em especial, essa concessão é caracterizada por se encontrar em processo de forte expansão econômica e possuir baixa densidade populacional. A consequência dessas características resulta em uma expansão considerável do mercado de energia elétrica e o atendimento aos consumidores através de redes elétricas extensas. Para as projeções econômicas e financeiras deste Plano, a partir da situação atual, foi considerado que os encargos setoriais em atraso serão pagos ainda durante a gestão do interventor, ou seja, serão liquidados ainda ao longo do ano de Para o passivo em aberto junto à Eletrobras referente ao financiamento contratado pela Enersul com recursos da RGR, que em 30 de junho de 2013 alcançou um débito de R$7,3 milhões, também foi considerado sua liquidação durante a gestão do interventor. Energisa viabilizará o aporte de capital de R$61,8 milhões na Enersul em até 60 (sessenta) dias após a assunção do controle societário, recursos estes que viabilizarão a recuperação da concessão. (b) Endividamento Financeiro O saldo devedor dos empréstimos e financiamentos da Enersul em 30 de Junho de 2013 é de R$571,5 milhões, dos quais 25% (R$202 milhões) vencem até dezembro de O custo médio e o prazo médio do endividamento na mesma data ficaram em 141,0% do CDI e 2,7 anos, respectivamente. Tendo em vista a excelente reputação que a Energisa construiu frente aos principais agentes financiadores do mercado local e externo, a companhia obteve uma oferta de crédito muito maior do que o montante previsto no plano de recuperação judicial para implementar a aquisição do Grupo Rede. Desta forma, a Energisa pretende utilizar a oferta de crédito adicional para reestruturar o endividamento financeiro das distribuidoras do Grupo Rede. A ideia seria substituir dívidas mais onerosas (em termos de prazo, custo e garantia) por novas dívidas. Como alguns dos bancos que estão discutindo a operação de refinanciamento das distribuidoras são atualmente credores da Enersul, para estes bancos seus créditos atuais seriam repactuados para os termos do novo financiamento. Do endividamento total da Enersul, identificamos R$ 474 milhões os quais fariam sentindo o pré-pagamento mediante a emissão de uma nova dívida (provavelmente uma emissão de 248

249 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões debêntures sob o amparo da instrução CVM 476 de 2009), no mesmo montante, conforme o quadro a seguir: Montante Prazo Carência de Principal Amortização Juros Garantia R$ 474 milhões 7 anos 2 anos mensal à partir do 25º mês, inclusive CDI + 2,50% (trimestral na carência e mensal a partir do 25 mês) Cessão Fiduciária de Recebíveis de 1,2x PMT Estamos negociando com os bancos que repactuarão seus créditos para que não exijam o pagamento de penalidade por pré-pagamento. Com este cenário de reperfilamento da dívida, custo médio e prazo médio do endividamento ficam de 129,0% do CDI e 5,0 anos, respectivamente. (c) Impostos, Taxas e Contribuições No Plano, os impostos já caracterizados na seção 7.07 (c), merecem os seguintes destaques: ICMS: No âmbito das projeções espera-se a constituição de créditos de ICMS da ordem de R$ 453 milhões até 2025, dos quais R$ 337 milhões serão compensados dentro do horizonte deste trabalho. Imposto de Renda / Contribuição Social: Estima-se que a Enersul apresentará prejuízos fiscais até 2014 e os R$ 141 milhões de créditos contabilizados até esta data serão integralmente compensados até 2023, dentro do prazo legal previsto. (d) Reestruturação de Capital e Dividendos Conceitos Indicadores de Alavancagem Há várias metodologias para avaliação de solvência e bancabilidade para empresas, pontos fundamentais para atuação em setores de capital intensivo. Não se pode imaginar uma empresa do setor elétrico sem acesso a crédito compatível com o que é exigido no setor, ou seja, de longo prazo e a custos equilibrados. 249

250 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Da mesma forma, o acesso a todos os mercados é fundamental, até pela impossibilidade de podermos afirmar que o crédito desejado estará sempre disponível. Há limites de concentração de risco praticados por agentes financiadores, o que exige criatividade e alguma dispersão na disponibilidade de crédito para acesso a estruturas alternativas. Avaliamos junto a bancos e agências de rating qual seria a métrica mais usual do mercado brasileiro para qualificação da solvência e bancabilidade de uma companhia, e qual seria o nível adequado para este índice no ambiente atual (nível de juros básicos, duration das dívidas disponíveis, da carteira da empresa e etc). Certamente não é a única, mas a Dívida Líquida / EBITDA é a mais utilizada e a mais simples de ser apurada. É interessante que a ANEEL também manifeste preferência por este indicador na sua rotina de avaliação das concessionárias. Ressaltamos aqui, a título de exemplo, a avaliação do rating da Energisa junto a Standard & oor s e Fitch as quais concederam notas equi alentes a AA- em escala nacional, o que pode representar um teste de validade a este princípio, à medida que a empresa possui amplo acesso a crédito bancário e mercado. O nível de classificação de rating nacional tem possibilitado à Energisa, e às suas subsidiárias dos setores de geração e distribuição de energia, acesso aos mais diversos produtos do mercado: (i) linhas de fomento em condições diferenciadas (BNDES, Banco do Nordeste e FIFGTS), (ii) crédito bancário amplo junto a bancos de primeira linha e (iii) acesso ao mercado de capitais (FIDCs, Debêntures e etc). A Energisa possui uma política de gestão de riscos que: (i) limita a alavancagem a 3,5x EBITDA, (ii) determina duration (prazo médio) de dívida a ser perseguido de 4 anos, (iii) limita exposição a moeda estrangeira e derivativos, (iv) limita o pagamento de dividendos em momentos de investimentos mais intensos, (v) limita a concentração de liquidez num mesmo banco, dentre outros limites e obrigações. Esta política, tornada pública no início de 2009, tem rendido constantes elogios à disciplina financeira da Energisa e de suas subsidiárias, refletindo na sua percepção de risco. As agências de rating que cobrem o Grupo Energisa dão ênfase aos níveis de alavancagem medidos pelo indicador Dívida / EBITDA na avaliação do risco. Isto fica evidente nas recentes ações do rating da Energisa, dos quais destacamos: Standard & oor s: m 7 de Setembro de 3, e já após refletir a potencial aquisição do Grupo Rede, divulgou a atualização do rating da Energisa, mantendo a nota de braa-. A agência sinali a que os ratings oder o ser negati amente ressionados or 250

251 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões índices de alavancagem maiores do que os previstos, e que poderão alterar positivamente a perspectiva se o índice de Dívida / EBITDA se apresentar abaixo de 4,0x. Fitch: Em 10 de Dezembro de 2012, a Fitch divulgou na nota que eleva o rating global da Energisa com destaque para o seguinte trecho: A Fitch espera que a Energisa mantenha sua alavancagem líquida entre 3,0 e 3,5 vezes durante seu agressivo plano de investimentos programado para os próximos dois anos. Os ratings poderão ser negativamente pressionados por índices de alavancagem maiores do que os previstos. Neste sentido, consideramos que, ao invés do limite de Dívida Líquida / EBITDA de 5,0 vezes a todo tempo conforme determinado pela Aneel, adotaremos para referenciar nossas projeções uma trajetória de queda que reflita o compromisso do concessionário em reduzir o índice de alavancagem gradualmente em um determinado prazo, para patamares adequados ao setor: Concessionárias sob intervenção: limite de Dívida Líquida / EBITDA máximo de 5,0x até o final de 2015 (2 anos), 4,5x no ano de 2016 e alcançando 3,5x até o final de 2017, quando este passaria a ser o limite máximo para as concessionárias. As apurações seriam feitas sempre sobre os números de ano fiscal fechado. Dívida Líquida: soma do passivo referente à (i) empréstimos, financiamentos, debêntures, encargos financeiros provisionados e não pagos, títulos emitidos no mercado internacional registrados no passivo circulante ou no exigível a longo prazo (bonds, eurobonds, short term notes), parcelamentos com fornecedores, déficit de planos de previdência e parcelamento de impostos e contribuições, registradas no passivo circulante e no exigível a longo prazo, (ii) diminuído pelos saldos de caixa e aplicações financeiras registrados no ativo circulante e no ativo realizável a longo prazo, do valor do contas a receber da Eletrobrás pelo Programa Luz para Todos ou pelo Programa de Baixa Renda. EBITDA: resultado líquido relativo a um período de doze meses, antes da participação de minoritários, imposto de renda, contribuição social, resultado não operacional, resultado financeiro, amortização de ágio, depreciação dos ativos, participação em coligadas e controladas, despesas com ajuste de déficit de planos de previdência e incluindo a receita com acréscimo moratório sobre contas de energia elétrica. Por outro lado, não parece fazer sentido a utilização do outro indicador sugerido pela Aneel, refletindo a Dívida Líquida / (EBITDA Capex). O Capex, quando se realiza, afeta diretamente a 251

252 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Dívida Líquida (pela redução de caixa ou por inclusão de financiamentos contratados), de forma que o indicador passa a ter a influência do Capex no numerador e no denominador. Adicionalmente, empresas que necessitam de um esforço relevante de investimento, para atingir metas de qualidade, afinal uma das motivações para intervenção foi justamente a insuficiência de investimentos que causaram deterioração das condições operacionais. Portanto não deveriam ter fortes restrições de Capex em covenants, independente de fazer todo sentido manter a alavancagem geral equilibrada (já cobertos pela Dívida Líquida / EBITDA). Portanto, é importantíssimo que as concessionárias sob intervenção tenham liberdade para investir. As restrições de crédito e liquidez enfrentadas por estas concessionárias nos últimos anos fizeram com que priorizassem obrigações básicas, em detrimento do cumprimento de um plano de investimentos em expansão, manutenção e no alcance das metas regulatórias de qualidade. Consequentemente, estas concessionárias precisam realizar investimentos não executados para, dentre outros objetivos, reestabelecer seus indicadores de qualidade para os padrões determinados pela Agência Reguladora. Principalmente nos primeiros anos de recuperação da empresa, o montante de investimento se aproxima do valor do EBITDA, quando não o supera em alguns casos, tornando o cumprimento do indicador impraticável. Sugerimos não adotar o indicador Dívida Líquida / (EBITDA Capex), limitando o controle ao indicador de Dívida Líquida / EBITDA, que é mais utilizado na avaliação da concessão de crédito e, de toda forma, já reflete o esforço do investimento na Dívida Líquida. Reestruturação de Capital A consideração sobre a necessidade de capitalização da empresa em qualquer cenário está amparada nos compromissos de sanar transgressões (aportar recursos para compensar efeitos da operação com Daycoval e para suportar encargos setoriais em atraso) e de melhorar a estrutura de capital e alavancagem da empresa, caso necessário, sem falar no pagamento dos mútuos que deverão ser liquidados. A dívida líquida da Enersul, após deduzir caixa e equivalentes, mútuos a receber e Daycoval e ser restituído, totaliza R$511,3 milhões. Os principais indicadores do desempenho econômicofinanceiro nos balancetes de 30 de Junho de 2013 e demais informações levantadas na diligência estão apresentados a seguir: 252

253 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Posição 2T2013 (R$ MM) ENERSUL Empréstimos e Financiamentos 571,5 Impostos Parcelados 72,4 Provisão para déficit atuarial 0,1 Mútuos 48,8 Encargos Setoriais/Eletrobrás Em Atraso 18,1 Encargos Atrasados + Tributos em Atraso 18,1 Repasse Itaipú Atrasado - Dívida Total ¹ 710,9 Disponibilidades + Aplicações no Mercado Aberto + Recebimento Mútuo + Daycoval 199,6 Disponibilidades 20,7 Aplicações no Mercado Aberto 108,6 Recebimento de Mútuo 8,6 Daycoval 61,8 Dívida Líquida 511,3 EBITDA 2012² - SEM CONTINGÊNCIA/PDD 344,7 EBITDA 2012² 213,0 Patrimônio Líquido 673,2 Capital Social / Reservas de Capital 652,1 Reserva de Reavaliação - Reservas de Lucro / Prejuízos acumulados 21,1 1: Dívida bruta considera: empréstimos e financiamentos + impostos parcelados + provisão p/ déficit atuarial + Encargos Setoriais/Eletrobrás Em Atraso + Mútuos à Pagar Ratios ENERSUL Divida Líquida / (Dívida Líquida + PL) 43,2% Dívida Líquida/ EBITDA 2,4x Dívida Líquida/ EBITDA - Sem Contingência/PDD 1,5x Calculando-se o índice de alavancagem financeira através da divisão da dívida líquida de junho de 2013 pelo EBITDA (2012) alcança-se 2,4x. Se as provisões para devedores duvidosos e contingências realizadas no período forem desconsideradas, este ratio cai para 1,5x. Foi considerado um aumento de capital em decorrência da restituição do valor apropriado pelo Banco Daycoval (R$61,8 milhões). Com o referido aumento de capital, a Enersul alcança um ratio de Dívida Líquida / EBITDA com base no pró-forma de 30-jun-2013 de 2,4x (o aumento de capital considera apenas o valor apropriado pelo Banco Daycoval) e de 2,3x ao final de : EBITDA = EBIT+Depreciação+ Acréscimos Moratórios Neste Plano, a Enersul assume um conjunto de metas factível de serem cumpridas, observado o ponto de partida e os desafios físicos de implementação, evitando um cenário 253

254 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões de descumprimento por irrazoabilidade das metas estabelecidas, o que é incompatível num cenário de troca de administração de uma empresa sob intervenção. ENERSUL (R$MM) CENÁRIO PROSPECTIVO EBITDA 207,9 236,9 294,2 348,8 404,7 460,7 517,1 579,2 627,6 599,8 635,5 702,8 Lucro Líquido 20,9 0,6 77,6 91,6 129,6 159,2 198,5 242,9 279,3 263,9 279,1 327,5 Dívida Líquida 720,3 810,6 956,8 984, ,3 974,1 910,4 816,3 710,1 673,2 555,3 425,8 DL/EBITDA 3,5 x 3,4 x 3,3 x 2,8 x 2,5 x 2,1 x 1,8 x 1,4 x 1,1 x 1,1 x 0,9 x 0,6 x PLANO EBITDA 221,5 254,9 307,1 360,3 391,1 433,7 490,1 549,8 610,6 604,9 649,5 717,7 Lucro Líquido 32,6 13,5 96,2 104,6 131,5 148,8 184,8 224,0 266,1 262,7 281,7 330,3 Dívida Líquida 627,4 720,0 792,7 824,9 877,1 883,3 854,4 800,4 720,8 696,3 611,3 473,6 DL/EBITDA 2,8 x 2,8 x 2,6 x 2,3 x 2,2 x 2,0 x 1,7 x 1,5 x 1,2 x 1,2 x 0,9 x 0,7 x Premissas para o Pagamento de Dividendos Durante o período deste Plano, foi adotada a seguinte política para distribuição de dividendos: (i) Enquanto Dívida Líquida / EBITDA >= 3,5x, dividendos mínimos obrigatórios de 25% do lucro líquido distribuível. (ii) Enquanto Dívida Líquida / EBITDA <= 3,5x, dividendos de 50% do lucro líquido distribuível. No caso da Enersul, foi considerado o seguinte fluxo de dividendos: Dívida Total Líquida / EBITDA 2,8 x 2,8 x 2,6 x 2,3 x 2,2 x 2,0 x 1,7 x 1,5 x 1,2 x 1,2 x 0,9 x 0,7 x % DO LUCRO DISTRIBUÍVEL 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 254

255 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Seção 9.05 Sumário das Projeções Financeiras (a) Demonstrativo de Resultado Projetado DRE Plano - (R$ milhões) RECEITA BRUTA DE VENDAS DEDUÇÕES DE VENDAS (511) (563) (607) (660) (681) (736) (812) (886) (964) (1.025) (1.105) (1.200) Impostos (462) (506) (548) (596) (640) (699) (768) (839) (914) (972) (1.049) (1.141) Encargos do Consumidor (49) (57) (60) (64) (41) (37) (44) (47) (50) (53) (56) (60) RECEITA LÍQUIDA DE VENDAS GASTOS OPERACIONAIS (1.223) (1.294) (1.376) (1.460) (1.596) (1.736) (1.882) (2.032) (2.191) (2.365) (2.547) (2.748) Compra de Energia e Transporte (795) (854) (910) (978) (1.090) (1.201) (1.316) (1.436) (1.561) (1.700) (1.845) (2.006) PMSO (300) (316) (332) (350) (367) (393) (419) (446) (474) (504) (535) (568) Depreciação E Amortização (88) (93) (98) (103) (109) (114) (120) (125) (131) (137) (144) (150) Provisão para Devedores Duvidosos (7) (2) (6) (6) (7) (7) (8) (9) (9) (10) (11) (12) Provisão para Contingências Judiciais (31) (28) (30) (23) (23) (20) (19) (17) (15) (14) (12) (11) RESULTADO OPERACIONAL RECEITAS E DESPESAS FINANCEIRAS (64) (102) (62) (69) (63) (61) (54) (42) (27) (17) (5) 15 Aplicações Financeiras Acréscimos Moratórios Encargos de Dívida (78) (79) (92) (100) (106) (113) (110) (104) (94) (95) (86) (77) Outras Receitas e (Despesas) Financeiras (29) (66) (17) (20) (12) (9) (8) (6) (5) (3) (2) (1) RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS IMPOSTO DE RENDA / CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (6) (12) (14) (44) (46) (64) (81) (103) (125) (123) (150) (177) RESULTADO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO EBITDA

256 Fluxo de Caixa (R$ MM) INGRESSOS OPERACIONAIS Arrecadação Outros recebimentos DESEMBOLSOS OPERACIONAIS (1.627) (1.770) (1.925) (2.002) (2.184) (2.352) (2.574) (2.800) (3.041) (3.286) (3.517) (3.839) Energia elétrica comprada para revenda / transporte (909) (936) (993) (1.074) (1.203) (1.320) (1.443) (1.576) (1.713) (1.868) (2.026) (2.196) Encargos setoriais (44) (48) (54) (59) (32) (35) (37) (39) (42) (44) (46) (49) PMSO (300) (316) (332) (350) (367) (393) (419) (446) (474) (504) (535) (568) Impostos e contribuições correntes e parcelamentos (367) (397) (434) (452) (503) (548) (617) (686) (761) (820) (892) (1.012) Contingências judiciais (2) (27) (108) (58) (75) (55) (56) (52) (49) (49) (15) (12) Outros desembolsos (inclui multas) (4) (45) (3) (9) (3) (2) (2) (2) (2) (2) (2) (2) GERAÇÃO OPERACIONAL DE CAIXA INGRESSOS NÃO OPERACIONAIS Aporte de Capital Empréstimos e Financiamentos Partes relacionadas Subsídios à investimentos / Participação Consumidor Outros recebimentos não operacionais DESEMBOLSOS NÃO OPERACIONAIS (943) (399) (512) (594) (726) (774) (896) (862) (927) (894) (912) (883) Investimentos (290) (244) (275) (276) (283) (282) (288) (301) (315) (329) (344) (327) Empréstimos e Financiamentos (516) (91) (231) (270) (391) (426) (534) (468) (500) (432) (437) (415) Partes relacionadas (50) Dividendos (40) (16) (7) (48) (52) (66) (74) (92) (112) (133) (131) (141) Outros desembolsos não operacionais (47) (47) GERAÇÃO TOTAL DE CAIXA SALDO INICIAL DE DISPONIBILIDADES SALDO FINAL DE DISPONIBILIDADES Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões (b) Fluxo de Caixa Projetado 256

257 PROPOSTA Vendas Mercado Próprio GWh Crescimento Mercado Próprio % 6,4% 5,5% 5,5% 5,5% 5,1% 4,8% 4,7% 4,6% 4,5% 4,4% 4,4% 4,3% Número de Consumidores Mil Receita Operacional Bruta Receita Operacional Líquida Spread (Receita Líquida - Compra - Transp.) EBITDA Resultado Financeiro (95) (136) (99) (108) (105) (107) (105) (98) (88) (82) (75) (61) Lucro Líquido R$ Milhões PMSO CAPEX Póprio (*) Saldo de Caixa Dívida Total Líquida Margem EBITDA (EBITDA / Receita Líquida) 16,7% 17,9% 19,8% 21,5% 21,3% 21,6% 22,3% 22,9% 23,4% 21,9% 21,8% 22,2% Margem Spread (Spread/Receita Líquida) 40,0% 39,9% 41,2% 41,7% 40,6% 40,2% 40,2% 40,2% 40,2% 38,6% 38,1% 38,1% Relações Dívida Total Líquida / EBITDA 2,8 x 2,8 x 2,6 x 2,3 x 2,2 x 2,0 x 1,7 x 1,5 x 1,2 x 1,2 x 0,9 x 0,7 x EBITDA / Resultado Financeiro 2,3 x 1,9 x 3,1 x 3,3 x 3,7 x 4,0 x 4,7 x 5,6 x 6,9 x 7,4 x 8,7 x 11,8 x (*) CAPEX APÓS CAPITALIZAÇÃO E IMPOSTOS. DESCONSIDERA PARTICIPAÇÃO DO CONSUMIDOR, SUBSÍDIOS E APLICAÇÕES EM P&D E PEE. Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Como premissa básica para a projeção do Fluxo de Caixa, foi mantida a necessidade de manutenção de caixa mínimo equivalente a 15 dias do faturamento do ano anterior, sendo este excedente de caixa remunerado por taxa equivalente a 105% do CDI. Eventuais necessidades de captações para manutenção deste objetivo de liquidez mínima, seriam feitas atra s de o era ões com ra o de dois anos bullet ao custo de 3 % do. (c) Sumário das Projeções Financeiras. 257

258 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões 10. Plano de Integração e Gestão Seção Estrutura de Serviços Compartilhados Uma das motivações para que haja a consolidação no setor de distribuição é a possibilidade de obter ganhos de escala que se revertam igualmente em maior eficiência operacional e benefícios para consumidores. É comum haver no universo das distribuidoras pertencentes a grupos econômicos o compartilhamento de estruturas e equipes estratégicas para a realização de atividades que requeiram conhecimento especializado. Desta forma é possível maximizar a qualidade do serviço prestado ao consumidor e otimizar a alocação de custos. Adicionalmente ao compartilhamento de estruturas estratégicas, identifica-se para algumas atividades, a possibilidade de contratação de serviços de forma competitiva pela distribuidora com empresa não regulada especializada do mesmo grupo controlador. Neste tema é importante ressaltar dois princípios fundamentais que serão usados pelos novos controladores da distribuidora na escolha das atividades que serão objeto de contratação entre partes relacionadas, após a devida anuência dessa Agência: i) atividades que são tradicionalmente terceirizadas, para as quais podem ser obtidas referenciais de mercado para a contrata o; ii) ati idades meio ara e ecu o do ser i o. N o há inten o do no o controlador de qualquer compartilhamento de estrutura ou terceirização para as chamadas ati idades fim que requeiram o conhecimento local que se am comumente e ecutadas pelas próprias equipes da empresa ou que não exista ganho de especialização ou escala. Conforme dito, o uso do compartilhamento de estruturas para a execução de serviços entre concessionárias pertencentes ao mesmo grupo econômico se justifica pelo aumento da qualidade do serviço prestado alinhado ao aumento da capacidade de economias de escopo, economias de escala e sinergias de coordenação. São comumente compartilhadas funções que executam as atividades de extrema especialização, como as funções de coordenação que possam atuar em mais de uma empresa com aproveitamento de sinergias de grupo. Além do compartilhamento, adota-se como premissa para o plano de recuperação ora apresentado a possibilidade de contratação de serviços com empresa do mesmo Grupo (parte relacionada), a ser detalhada e submetida à anuência dessa Agência, nos termos da Resolução 334/08, no prazo de 90 (noventa) dias a contar da aprovação deste Plano. Em suma, previu-se a possibilidade de compartilhamento de infraestrutura, inclusive pessoal (gestores), nos termos do art. 24 ao art. 27 da Resolução 334/08, para atividades estratégicas ou que requeiram a transferência de cultura e experiência centenária do grupo ENERGISA, 258

259 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões futuro controlador da distribuidora após a aprovação da Agência para o plano ora apresentado, tratadas neste texto para facilitar entendimento como atividades do Grupo I. Previu-se também a prestação de serviços, com preços competitivos, nos termos do art. 16, ao art. 18 da Resolução 334/08, para as atividades nas quais se constata a necessidade urgente de melhoria nos serviços prestados e ganhos de escala, tratadas neste texto para facilitar entendimento como atividades do Grupo II. De forma geral, dentre as atividades do Grupo I Compartilhamento de Infra-Estrutura estão: a) Administração Central de Recursos Humanos (programas e diretrizes) b) Contabilidade e tributos; c) Planejamento Financeiro e Operações Financeiras; d) Relação com Investidores e) Gestão de Riscos e Auditoria interna; f) Logística e suprimentos (aquisição) de materiais e equipamentos; g) Gestão da frota de veículos; h) Gestão de Gastos com Viagens de funcionários (central de reservas e gestão fornecedores); i) Gerenciamento dos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento P&D e Eficiência Energética; j) Especificação, Desenvolvimento, Manutenção e suporte do sistema integrado de Tecnologia da Informação; k) Gestão de novas tecnologias digitais; l) Gestão de Projetos Corporativos e Escritório de Projetos (PMO); m) Gestão e modelagem de Processos Internos; n) Planejamento e controle da infraestrutura da tecnologia da informação; o) Planejamento e aquisição de infraestrutura de telecomunicações, dados e telefonia; p) Assessoria jurídica; q) Gestão dos Assuntos Regulatórios; r) Centro de Inteligência de Combate a Perdas; s) Centro de Operação da Medição; t) Gestão de Ativos; u) Estudos energéticos de mercado e comercialização; v) Coordenação do Planejamento do Sistema Elétrico e Orçamento; w) Coordenação da Engenharia e Construção SDAT; 259

260 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões x) Sistema de Planejamento e Gestão Estratégica Dentre as atividades do Grupo II Prestação de Serviços estão: a) Uso dos Sistemas de Tecnologia da Informação de propriedade ENERGISA (incluindo licença de uso, manutenção e atualização) b) Administração do ambiente operacional do Site central de TI c) Administração de Banco de Dados de software de TI; d) Administração de correio eletrônico; e) Site de Contingencia de TI e administração desse ambiente operacional; f) Comissionamento dos sistemas inerentes à automação do sistema elétrico; g) Serviços de gerenciamento da Segurança da Informação; h) Atividades de Call Center; i) Atividades de crítica de faturamento e emissão de faturas; j) Serviço de Inspeção Termográfica Aérea para inspeção de Linhas e Redes; k) Serviço de Construção e Manutenção em Linha Viva de Subestações e Linhas de Distribuição em 34,5KV/138KV. Na modalidade de prestação de serviço com parte relacionada (Grupo II), as seguintes premissas estão sendo consideradas: Ativos (hardware e software) necessários para a execução dos serviços serão adquiridos diretamente pela distribuidora; Manutenções de softwares adquiridos, sistemas e demais serviços que necessitarem subcontratação serão faturados diretamente à distribuidora como forma de evitar bitributação; A compra de ativos e softwares deverá ser executada sempre em caráter corporativo, levando-se em consideração os ganhos de economia de escala nessa modalidade de aquisição. Os valores em questão, caso não possam ser determinados diretamente, deverão ser rateados para faturamento direto às distribuidoras, com critérios a serem definidos; e O preço do contrato de prestação de serviços deverá ser avaliado junto ao mercado através da comparação com 2 (duas) propostas (perfazendo o total de 3 propostas comparadas). 260

261 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Para as atividades do Grupo II, seguem abaixo, as razões que suportam a premissa da ENERGISA para uso de prestação de serviços: Uso dos Sistemas de Tecnologia da Informação de propriedade ENERGISA A ENERGISA vem investindo nos seus sistemas internos próprios nos últimos 35 anos por considerá-los ativos estratégicos que geram uma vantagem competitiva sustentável. Talvez seja uma das poucas empresas do setor elétrico brasileiro que invista na capacidade própria de desenvolvimento de soluções de sistemas como forma de promover a inovação e competitividade do Grupo. O histórico do Grupo nesta área é bastante rico e que merece alguns destaques: 1) Desenvolvimento de Remota para Automação de Subestações e de um Oscilopertubografo entre 1980 e 1986; 2) Uso de coletor para leitura em 1992; 3) Automatização da ordem de serviço de 1995; 4) Integração do ERP ENERGISA em 1998; 5) Uma das primeiras empresas do Brasil na implantação do Sistema Georeferenciado da Distribuição em 1999; 6) Implantação do sistema próprio de controle de indicadores e desempenho em 2003; 7) Implantação do sistema próprio de despacho por celular através da tecnologia WAP em 2005; 8) Implantação do sistema próprio de controle de inspeção de fraude e regularização em 2007; 9) Implantação do sistema próprio de apoio à decisão para perdas não técnicas em 2008; 10) Implantação do sistema próprio de despacho com GPS e uso de mapas em 2009; 11) Implantação do sistema de leitura remota dos clientes do Grupo A em 2009; 12) Implantação do sistema de avaliação de desempenho em 2010; 13) Implantação do sistema próprio de medição de produtividade das equipes de campo em 2010; 14) Implantação do sistema próprio de retorno de chamadas telefônicas Ligo Já em 2011; 261

262 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões 15) Implantação de sistema próprio para a Leitura e impressão simultânea usando smartphone e impressora acoplada em 2011; e 16) Implantação do sistema próprio de apoio à decisão para qualidade de serviços em Esses sistemas propiciaram melhorias nos processos ao longo dos últimos anos, moldando-se às necessidades de negócio e à agilidade requerida devido as frequentes mudanças impostas pelo ambiente de negócios do setor elétrico. Além dos custos competitivos, o de desenvolvimento interno se justifica plenamente frente a algumas soluções de mercado e assegura que o conhecimento fique internalizado no Grupo. Atualmente, dada à governança estabelecida, as empresas do Grupo ENERGISA utilizam sistemas internos padronizados em todas as suas empresas e todos os processos são suportados por sistemas corporativos que operam como solução completa para a gestão das atividades de distribuição de energia, o que traz as seguintes vantagens: Maior integridade e confiabilidade nas fontes das informações; Uniformi a o da linguagem sistêmica dentro da ENERGISA onde as especificações das manutenções evolutivas / projetos são facilmente alinhadas entre as Distribuidoras; Padronização da interface visual entre os sistemas internos, facilitando o treinamento de novas funcionalidades e o aprendizado de novos sistemas quando da transferência de colaboradores para novas áreas; Maior foco nas manutenções corretivas e evolutivas em função de uma solução padronizada; e Maior nível de integração entre os módulos de sistemas que propicia o tratamento das informações em tempo real, gerando maior produtividade e simplicidade para os processos suportados. Resumindo, em função do alto grau de informatização dos seus processos e a especialização incorporada, a ENERGISA considera o uso dos seus sistemas para sua estratégia como premissa vital para implantação da proposta apresentada. A ENERGISA possui 114 sistemas, sendo 82 de desenvolvimento de propriedade do grupo. A seguir, a arquitetura de sistemas da ENERGISA com os principais sistemas e um breve descritivo das principais funcionalidades: 262

263 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades Sistemas Transacionais Atendimento de campo Operação SIGOT Próprio Gerenciamento da Operação Transmissão Controle e gerenciamento dos serviços da operação da transmissão SIOPE Próprio Apoio a Operação Geração das rotinas diárias para atualização da base de atendimento Geração da base de corte para despacho das ordens de serviço Atendimento, Call Center INTERNET Próprio Agencia on line Acesso aos serviços da Agencia online (segunda via de conta, alteração cadastral, negociação de dívida e outros); Visualização e cadastro de notícias regionais e corporativas; Divulgação de campanhas e informações institucionais do Grupo ENERGISA SIAPO Próprio Sistema de Acompanhamento de Este sistema registra os assuntos de reclamações dos clientes junto a ANEEL 263

264 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades Processos de Ouvidoria SIATE Próprio Atendimento a Cliente de agencia Workflow de coleta, análise, direcionamento, registro de respostas e aprovação de solicitações feitas por clientes, originadas na ANEEL ou registradas no próprio sistema SIAPO Gerenciamento das ordens de serviço solicitadas pelos clientes; Acompanhamento dos tempo de atendimentos dos serviços SIATT Próprio Sistema de Atendimento call center Controle de atendimento a clientes através do Call Center e agências Registra reclamações e solicitações de serviços SICCO Próprio Sistema de Consultas Comerciais Sistema de consultas comerciais Consultas dados legais para atendimento à ANEEL Consulta dados comerciais históricos SICMA Próprio Controle de Material de Agência Cadastramento e gerenciamento do material das agências que são usados no atendimento das ordens de serviço Integração com o sistema de suprimentos - SISUP - para atualização de saldos do almoxarifado Avaliação de Desempenho SuccessFactors Terceiros Gestão de desempenho de funcionários Sistema utilizado para avaliação de desempenho do funcionário. Compras, Estoque SICEC Próprio Controle do Estoque (Central) Este sistema prover a gestão dos almoxarifados (WMS e etc.) Controle permanente e contábil do estoque da empresa Possui WMS Sistema de Gerenciamento de Armazém Controle de Almoxarifado de Reforma de Trafos Controle do Almoxarifado REIDI SIHOF Próprio Sistema de Homologação de Fornecedores Este sistema provê o controle para gestão dos prestadores de serviços (contratos, homologações técnicas, certidões, etc.) Homologação de Fornecedores de Serviços e Materiais através de validação de Documentos fornecidos, Ensaio de 264

265 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades Materiais, Inspeções de Estrutura e operação do fornecedor, IQF, Não Conformidades, etc. SISUP Próprio Suprimentos / Compras Este sistema prover os controles para compra e recebimento de materiais Possui o controle de todos os passos do processo de compra, deste o pedido de compra de material (PMA) até o recebimento do material no almoxarifado. Workflow de aprovação baseado na área do solicitante de alçada do Pedido de Compra de Material (PMA) Atribuição automática do comprador baseado na classe do material Processo de controle de COP Cotação de preço integrado com ME (Mercado eletrônico). REIDI Ferramenta de apoio para analise e escolha da utilização do beneficio, bem como o seu controle em almoxarifado separado, viabilizando futuras prestações de contas. Emissão da OCM Ordem de Compra de Materiais com Workflow de aprovação, e integrado com o ME NRM Nota de recebimento de Material alimentando o controle do estoque. Possuiu controles de saldo do PMA, baixa da OCM, etc., Contas a Pagar SIADP Próprio Aprovação de Documentos e Pagamentos Este sistema provê o workflow de aprovações de pagamento Registrar Notas Fiscais, Documentos diversos de pagamentos, e submetê-las a aprovação da gerencia de acordo com a alçadas pré-definidas. Integração com o sistema de pagamento (SICPG) SIAFI Próprio Administração Financeira Este sistema provê controles para o contas a pagar Possui integração com ITC SICPG Próprio Contas a Pagar Este sistema registra as obrigações a pagar 265

266 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades - Registra obrigações (documentos a pagar). Possui integração com vários sistemas, sendo os documento a pagar originados do SIADP, SIFOL, SIAGO, etc., realiza apurações de impostos conforme a características das notas e possui controles para apuração do beneficio REIDI Contabilização das notas fiscais Geração de borderôs e cheques de pagamento Contas a Receber SINED Próprio Negociação de Dívidas Negociação das faturas de energia pendentes; Gerenciamento dos contratos negociados; Integração com órgão de proteção para recebimento da dívida Controle de Veículos SICVE Próprio Controle de Veiculos Este sistema prover o controle para a gestão da frota de veículos. Cadastro de veículos Controle de KM rodado Controle de Ociosidade Ensino a Distância EAD Terceiros Ensino à distância Este sistema hospeda a plataforma de EAD. Cursos disponibilizados em todas as áreas (técnica, gestão, informática e etc.) Portal Líder - MindQuest Terceiros Web aula Este sistema é utilizado especificamente para treinamentos em nível gerencial e diretoria. Faturamento GENE Terceiros GENE Sistema de gestão de comercialização de energia no atacado HEMERA Terceiros Sistema de Telemedição Grupo A SICAA Próprio Controle de Agente Arrecadador Medição remota dos clientes de alta tensão; Registro dos alarmes ocorridos nas remotas para avaliação do COM; integrado com o sistema de Faturamento e com o sistema de suporte a decisão de Perdas Acompanhamento dos agentes arrecadadores Controle de depósitos e gerencia a arecadação das faturas 266

267 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades SICCI Próprio Controle de Cálculo de Indenizações Cálculo das indenizações por violação dos indicadores DIC, FIC e DMIC Simulação dos valores a serem pagos aos clientes em função da interrupção de energia Integração com o sistema de faturamento para lançamento na fatura dos valores a serem pagos aos clientes SICNT Próprio Sistema de Controle de Níveis de Tensão Cálculo das indenizações por violação dos indicadores de nível de tensão Integração com o sistema de faturamento para lançamento na fatura dos valores a serem pagos aos clientes SICOB Próprio Sistema de Cobrança Sistema de cobrança de débitos das faturas de energia Montagem e gerenciamento das carteiras de cobrança SIFAR Próprio Faturamento e Arrecadação Cálculo e emissão das fatura de energia dos grupos B, R, I, A e H Leitura e impressão simultânea de faturas dos clientes de baixa tensão urbanos Apuração do mercado de energia Folha de Pagamento SICOF Próprio Controle da Frequência Este sistema é a ferramenta utilizada para registrar o timesheet dos colaboradores lotados em obra e também registro de horas extras Registro, Aprovação e Liberação de Frequência de Empregados. SIFOL Próprio Folha de Pagamento Este sistema é a ferramenta para gestão financeira de pagamentos a funcionários (folha de pagamento, rescisão, férias, benefícios e etc.) Cálculo e Fechamento e Contabilização de Folha de Pagamento e Rescisões Geração de Borderôs e Arquivos de pagamento de empregados (salário, 13º, férias, etc.) Cálculo e Geração de Arquivos DIRF Cálculo e Geração de Arquivos RAIS 267

268 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades SIPES Próprio Cadastro de Pessoal Este sistema realiza a manutenção dos dados funcionais e pessoais do empregado Cadastro e Manutenção de informações de Empregados e seus Dependentes. Sistema que mantém informações básicas para dar suporte aos sistemas de RH, Folha e Frequência. Gestão Contábil SICAI Próprio Controle do Ativo Imobilizado Este sistema prover a gestão do ativo imobilizado Sistema aderente as legislação do IFRS e MCPSE (Manual Controle Patrimonial do Setor Elétrico) Possui o cadastro atualizado e histórico dos bens (ativos fixo) da empresa. Sistema encarregado de apurar os materiais e seus valores das obras encerradas e ativa-los. Realiza a apuração e a contabilização da adição, baixa e depreciação dos ativos fixos considerando as particularidades exigidas pela Aneel e o IFRSS (Ativo Imobilizado X Intangível) SICOC Próprio Controle de Obras em Curso Este sistema prover os controles para a gestão contábil das obras em curso (encerramento contábil, abertura de obras extra SIAGO e SICOT) SICON Próprio Contabilidade Este sistema é a ferramenta para gestão contábil (lançamentos contábeis, geração de balancetes, consultas, fechamentos, etc.) Sistema realiza o controle de duas contabilidades simultaneamente, contemplando as diferenças contábeis entre o Regulatório (Aneel) e o IFRS Processamento de Rateios (engenharia, compras) Funções fiscais Gera arquivos para o SpedContabil, FCont, BMP Aneel, Balancetes Fiscais Gestão de Clientes SICDE Próprio Sistema de Controle de Danos Elétricos Controle dos produtos danificados em função da interrupção de energia 268

269 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades Gerenciamento do processo de ressarcimento ao cliente Integração com o sistema de faturamento para quitação de débitos do cliente usando o valor a ser indenizado SICDN Próprio Sistema de Canal de Denúncias Este sistema é utilizado para registro de denuncias internas, preservando a identificação do denunciante Gestão de contratos SIGVC Próprio Sistema de Gestão de Vida de Contratos O Objetivo é automatizar as funcionalidades do ciclo de vida dos contratos, garantindo um controle eficiente sobre seus processos e pagamentos Gestão de Obras SIAGO Próprio Acomp/Gerenciamento Obras Distribuição Este sistema prover a gestão de obras de distribuição Controle de Projetos de Obras de Distribuição Abertura contábil de Obras de Distribuição Controle da execução e fiscalização das obras de Distribuição Controle de Materiais Ativados e Desativados na Obra de Distribuição Controle do Diário de Obra de Distribuição SICOT Próprio Controle de Obras de Transmissão Este sistema prover a gestão de obras de transmissão e subestação Controle de Projetos de Obras de Transmissão Abertura contábil de Obras de Transmissão Controle da execução e fiscalização das obras de Transmissão Controle de Materiais Ativados e Desativados na Obra de Transmissão Controle do Diário de Obra de Transmissão SIGPO Próprio Gestão de Processos de Obras Este sistema prover consultas corporativas para acompanhamento das obras de distribuição e transmissão Controle Gerencial de Obras de Transmissão e Distribuição Controle de Anomalias e Indicadores das Obras de Transmissão e Distribuição 269

270 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades Gestão de Viagens SIGVI Próprio Sistema de Gestão de Viagens Este sistema é ferramenta utilizada para a gestão dos gastos de viagem Gestão Fiscal MASTERSAF DW Terceiros Apuração de Tributos Diretos e Indiretos Sistema terceiro responsável por: Apuração dos impostos nos níveis estadual e federal. (ICMS, PIS, COFINS e etc.) MASTERSAF DFe Terceiros Sistema mensageiro para emissão de NFe Geração dos arquivos para entrega ao Fisco das obrigações fiscais nos níveis estadual e federal.(sped Fiscal, Sped Pis/Cofins, Convênio ICMS 115 e etc.) Sistema terceiro responsável por fazer a integração dos Sistemas ENERGISA com as SEFAZ dos estados no processo de emissão de Notas Fiscais Eletrônicas de Materiais. SIENF Próprio Sistema de Emissão de NF Emite notas fiscais em geral, com exceção das faturas de energia elétrica que de responsabilidade do SIFAR Este sistema realiza a geração de notas fiscais eletrônicas de serviços (integrado com o SICPV). (integrado com o GINFES) Emissor de notas fiscais eletrônicas de envio de mercadorias entre os depósitos da empresa (estoque almoxarifado). Função integrada com o SICEC (controle de estoque) Gestão Metas, BSC SIACO Próprio Consultas Orçamentarias Este sistema contém consultas para acompanhamento do orçamento Acompanhamento Orçamentário, através de consultas comparativas entre o Realizado e Orçado. Utilizado tanto para acompanhamento de orçamento de investimentos quanto para o acompanhamento das despesas orçadas para cada área durante o exercício orçamentário (Anual). As informações do realizado são originadas a partir das contabilizações dos gastos (notas fiscais, etc.) e o orçado é originado de dois sistemas SICOR e SIGCO. 270

271 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades SIAGE/VERO Próprio Sistema de Apoio a Gestão Estratégica Este sistema é a ferramenta para gestão do plano estratégico do grupo (acompanhamento de indicadores de BSC e etc.) Registro, Apuração e Acompanhamento de Indicadores na Estrutura de Unidades Gerenciais Execução do Ciclo PDCA Desdobramento de Metas Visualização de Apurações de Indicadores através de Relatórios Mensais de Acompanhamento, Planos de Medida e Gráficos Parametrização, Cálculo e Visualização de Performance por Resultados (PRR) Relatórios de Reflexão Inspeção, Regularização, Perdas PERTEC Terceiros Cálculo Perdas Técnicas da Distribuição SIAIF Próprio Inspeções e Apuração de Fraudes Sistema para cálculo de perdas técnicas da distribuição Apura e gerencia inspeção/fraudes de energia; Calculo do consumo agregado e recuperado; Negociação em campo das recuperações pendentes através de mobilidade; SIPCP Próprio Planejamento e controle de projetos Gerenciamento dos projetos de inspeção Jurídico SIJUR Próprio Controle dos Processos Jurídicos Este sistema prover o controle para gestão dos processos jurídicos do grupo Cadastro e Classificação de Processos Atualização de Saldos devedores de Clientes e Valores Financeiros Registro de Lançamentos Contábeis Leitura SILCO Próprio Leitura de Consumo Leitura dos medidores de consumo para emissão das faturas de energia Controle da efetividade da leitura 271

272 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades SIMEC Próprio Controle de Medidores de Consumo WITS Terceiros Sistema móvel para almoxarifado Cadastramento dos medidores de consumo Gerenciamento da localização dos medidores de consumo através de integração com o sistema de atendimento Solução móvel para gestão dos almoxarifados com funcionalidades como: Recebimento de mercadorias; Separação de mercadorias; Inventário; Medicina e Segurança do trabalho, Gestão de Benefícios. SIGRH Próprio Gerenciamento de Recursos Humanos Este sistema registra os dados referentes os benefícios do funcionário (plano de saúde, empréstimos e etc.) Controle de processos envolvendo Plano de Saúde Controle de processos envolvendo Medicina do Trabalho Controle de processos envolvendo Bolsa de Estudos Controle de processos envolvendo Plano de Saúde Controle de Empregados processos envolvendo Treinamento de Controle de processos envolvendo Creche / Empréstimos SISMS Próprio Saúde ocupacional, Meio ambiente e Seguros Este sistema realiza o checklist de saúde, meio ambiente e segurança aplicados nas áreas Sistema para registro, execução e controle de inspeções realizadas nas áreas do grupo com intuito de melhorias em Segurança, Meio Ambiente e Saúde dos Empregados. Permite a parametrização de formulários de perguntas e respostas a serem utilizadas no processo de inspeção. Planejamento Orçamentário SICOR Próprio Controle do Orçamento Este sistema realiza os controles para geração do orçamento (geram versões de orçamento, transfere para o contábil o orçamento aprovado, cadastra centro de custos e etc.) para orçamento das despesas de cada área da empresa OBZ (Orçamento Base Zero) - Apuração do valor de orçamento de veículos, viagens e manutenção com base na quantidade estimada para cada área. SIGCO Próprio Sistema de Gestão do Capital Ótimo Este sistema é a ferramenta utilizada para registro e calculo dos projetos de orçamento (viabilidade financeira, 272

273 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades gap analysis, relação paramêtrica, etc.) Sistemas Técnicos NIX Terceiros Proteção para o Sistema de Distribuição GIS - EO Terceiros Electric Office - General Eletricis Sistema de proteção Gestão do cadastro de ativos da rede; SGD Terceiros SGD Gestão do cadastro de ativos da rede; Registro de ocorrências técnicas; Controla os indicadores de DIC, FIC e DMIC SIADT Próprio Acompanhamento de Desempenho de Trafos Interplan Terceiros Planejamento e cálculo elétrico Cadastro de transformadores Registra as ocorrências de cada etapa que o transformador passou Sistema utilizado para realização de cálculos elétricos e planejamento do sistema elétrico Tesouraria ITC Terceiros ITC Sistema terceiro responsável por: Realizar a conciliação das movimentações financeiras (De - Para) entre os diversos pontos de recebimento (bancos, lotéricas e etc..) e os sistemas ENERGISA. Controle dos contratos de empréstimo Controle das aplicações financeiras Outros Sistemas EPM Terceiros Enterprise Project Management Plataforma corporativa para gerenciamento de projetos INTRANET Próprio Intranet da ENERGISA Cadastro e visualização de notícias regionais e corporativas; Compartilhamento de documentos como normais, instruções, resultados e outros; Acesso aos principais sistemas Web corporativos e acesso ao EPM; SATI Terceiros Apuração de Tributos Diretos e Indiretos SIACR Próprio Sistema de Acompanhamento Regulatório Sistema terceiro substituído pelo MasterSaf. Atualmente utilizado como fonte de dados históricos. Sistema de Acompanhamento Regulatório 273

274 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades Sistemas de apoio a equipes de campo Atendimento de campo Manutenção SGM Terceiros Sistema de gestão da manutenção Sistema de manutenção e serviços Gerenciamento das manutenções de usinas e subestações Atendimento de campo Operação SIGOD Próprio Sistema de Gestão da Operação da Distribuição Automação da força de campo Controle da escala de trabalho Gerenciamento da medição individual de performance da força de campo - MIP SIGODPDA Próprio Aplicação Embarcada do SIGOD Solução móvel para automatizar os seguintes processos de campo: Atendimento de ordens de serviço comerciais e técnicas relacionadas à distribuição (operação da rede); Atendimento de ordens de serviço relacionadas a perdas; Controle individual de produtividade das equipes de campo; Sistemas de suporte a decisão Suporte a Decisão DWENERGISA Terceiros Datawarehouse do Grupo ENERGISA Sistema de Business Intelligence corporativo que suporta decisões sobre campanhas de perdas (inspeções, regularizações, energia agregada e energia recuperada) e suporta decisões da pos-operação da qualidade do serviço (analise de penalidades e compensações, ações para evitar reincidência, etc.). Integrado com mais de 15 sistemas. Algumas inovações recentes desenvolvidas pela ENERGISA para suportar suas operações Após alcançar um patamar de maturidade dos seus sistemas transacionais, a ENERGISA vem ao longo dos últimos 8 anos, investindo fortemente em sistemas de apoio a decisão, sistemas de mobilidade para força de campo, sistemas de acompanhamento de metas/indicadores, sistemas de avaliação de desempenho e sistemas de medição de produtividade, leitura e faturamento simultâneo entre outros. Muitas destas soluções são únicas no mercado, e que foram desenvolvidas e patenteadas (mediante depósito código fonte no INPI) pela ENERGISA e inteiramente customizadas às operações de distribuição no Brasil. 274

275 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Tal evolução só foi possível através do uso dos sistemas transacionais que fornecem as informações, confiáveis e dentro do tempo esperado, integrados a estas soluções inovadoras no mercado. Podemos citar alguns exemplos, a saber: A) Sistema de Suporte a Decisão - Gestão de Perdas Não Técnicas Objetivo: Solução de Business Intelligence, construída sob a tecnologia de Data Warehouse, para apoiar o processo decisório na Gestão de Combate às Perdas Não Técnicas, e instalado no Centro de Inteligência para o Combate a Perdas (CICOP). Benefícios: Contribuição na redução das Perdas Não Técnicas do grupo, quatro anos após a implantação da solução, período , de 3,2%. Esta redução representa aproximadamente 365 GWh, montante suficiente para atender 2,4 milhões de consumidores residenciais durante um mês; Aumento da Energia Recuperada Faturada, proveniente das ações de combate às Perdas Não Técnicas, quatro anos após a implantação da solução, de 370% em relação ao ano anterior à implantação da solução. Este resultado foi influenciado pelo direcionamento mais assertivo das ações de inspeção e regularização de unidades consumidoras e pelo acompanhamento mais preciso e rápido dos resultados, auxiliando os gestores na tomada de decisão no nível tático de combate a perdas; Apoio ao Planejamento Anual e Orçamento das atividades de combate a Perdas Integração das informações relevantes para a Gestão de Perdas Não Técnicas, oriundas dos diversos Sistemas-fonte Transacionais, fontes de dados externas (cadastros, medição em transformadores e outras informações georeferenciadas); Possibilidade de um acompanhamento diário e mais preciso das ações de combate às Perdas Não Técnicas, através de relatórios de controle das atividades, disparo de alarmes etc..; 275

276 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Painel de Controle do desempenho das atividades de fiscalização e regularização: 276

277 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Benchmarking entre as Distribuidoras para aferição de desempenho das ações de combate a perdas e troca de melhores práticas: B) Sistema de Gestão de Equipe de Campo: SIAFI - Despacho e Medição produtividade das equipes de perdas Objetivo: automatizar o atendimento de ordens de serviço de combate às perdas oriundas do CICOP, agregando medição de produtividade das equipes de campo, monitoramento de veículos com controle de velocidade e a localização das equipes de perdas em tempo real. O sistema está preparado para serviços como: pré-inspeção de unidade consumidora (visa identificar potenciais fraudes sem abordar o cliente), inspeção de unidade consumidora e regularização. 277

278 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Sistema de gestão do processo de combate às perdas Simulação do consumo a recuperar Sistema Embarcado Abertura de OS de inspeção e registro de termo de ocorrência de inspeção 278

279 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões C) Suporte a Decisão - Gestão dos Indicadores da Qualidade do Serviço Objetivo: Solução de Business Intelligence, construída sob a arquitetura do Enterprise Data Warehouse da ENERGISA, para apoiar o processo decisório na Gestão dos Indicadores da Qualidade do Serviço (Indicadores de Continuidade e Compensações definidos pelo documento regulatório PRODIST-Módulo 8 da ANEEL). Benefícios: Melhor alocação dos recursos (OPEX e CAPEX) das Distribuidoras nas atividades de melhoria da qualidade; Apuração precisa dos Indicadores de Continuidade Coletivos e Individuais; Melhor gestão do processo de pagamento de compensações aos consumidores por violação de limites de continuidade individuais; Apuração precisa do TMAE permitindo atuar nas causas de improdutividade das equipes; Concentração dos esforços dos analistas da Pós-Operação focada na análise das informações das ocorrências e não na sua coleta; Monitoração e controle permanente dos indicadores de qualidade em relação ao fechamento do dia anterior; Melhor entendimento do desempenho do sistema elétrico visando otimizar o planejamento e o investimento da Operação da Distribuição; Integração de dados relevantes para a Gestão dos Indicadores da Qualidade do Serviço, oriundos dos diversos Sistemas Transacionais; Melhoria da Imagem da empresa e satisfação do consumidor; Sistema com funcionalidades de auditoria e seguro de apuração; 279

280 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Exemplo de apuração diária de DEC e FEC 280

281 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Exemplo de Acompanhamento do TMA por Hierarquia de Localização 281

282 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Análise de Causalidade das Compensações (R$) D) Sistema de Gestão de equipes: SIGOD Despacho e Medição de produtividade de eletricistas Objetivo: automatizar a emissão e o acompanhamento do atendimento de ordens de serviço comerciais e técnicas apurando automaticamente a medição de desempenho da produtividade das equipes de campo, monitoramento de veículos com controle de velocidade e localização das equipes em tempo real. O Sistema Realizar é utilizado para diversos tipos de serviços tais como: corte, religação, vistoria de padrão, ligação nova, falta de energia, defeitos na iluminação pública, dentre vários outros, além de contar com ferramentas de gerenciamento de escala e relatórios de medição de produtividade individual do eletricista. O sistema embarcado utiliza smartphones com GPS (Windows e Android) com mapas integrados ao sistema elétrico das concessionárias do Grupo. O console dos despachantes do COD inclui um mapa com a localização de cada equipe e está integrado ao sistema de despacho de serviços comerciais e técnicos. 282

283 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Exemplo de Interface de despacho através do mapa no Centro de Operação da Distribuição Medição de produtividade das equipes Relatório gerencial de desvios 283

284 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões E) Sistema de Avaliação de Desempenho VERO/SIAGE : Gestão de Metas e Indicadores da Gestão Estratégica Objetivo: Integrar todo o processo de gestão da empresa. Desde a definição de mapas estratégicos e BSCs (Balanced Score Cards). Desdobramentos das metas. Apuração e acompanhamento dos resultados. Inserção de métodos de melhoria e de tratamento de desvios. Confecção de relatórios gerenciais. Cálculo dos resultados individuais de desempenho. F) Sistema de Suporte a Decisão Solução Gestão do Capital Ótimo (SIGCO) Objetivo: Solução de apoio à decisão para as equipes de planejamento do Grupo ENERGISA, na escolha do programa ótimo de investimentos em Ativos do Sistema Elétricos, infraestrutura, veículos, informática, etc. Utiliza: i) metodologia para simulação das carteiras dos projetos; ii) critérios múltiplos para análise dos projetos;iii) priorização dos projetos com base no indicador de prioridade (IPR) e; iv) adoção de técnicas de otimização de investimentos, objetivando o investimento ótimo, isto é, identificar o ponto de menor investimento que alcança os maiores benefícios (gap analysis) com programação linear multivariada. 284

285 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Exemplo de comparação de cenários de investimentos Exemplo de Geração de Cenários com seus indicadores e pesos 285

286 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões G) Sistema de Gestão do Atendimento Comercial - SIATT Objetivo: Além de garantir a visão única do atendimento do cliente, gerencia todo o fluxo das ordens de serviço, desde a sua abertura até o seu encerramento. Com esta visão fim a fim do processo, a solução traz uma série de vantagens: Gerencia todo o Workflow para encaminhamento e gestão da execução dos serviços pelas áreas internas da Distribuidora, controlando os tempos de execução de cada parte da atividade; Possibilita a gestão da base de Conhecimento que suportará dúvidas de novos atendentes, garantindo a produtividade em função da rotatividade; e Gerência do Histórico de Atendimento e Relacionamento dos clientes, incluindo as interações nos canais das mídias sociais; Como última ino a o agregada a esta solu o foi integrado o módulo do igo á que tem como objetivo, prover um serviço de atendimento ao cliente que gere maior comodidade, facilidade e flexibilidade no contato telefônico com as distribuidoras da ENERGISA. A solução oferta ao cliente, a partir de uma ligação de telefone móvel, a opção de desligar e ser chamado de volta, dentro de determinado prazo, ao invés de ficar esperando na fila pelo atendimento pessoal. Além desta oferta, se ao final de determinado número de tentativas não for possível falar com o cliente, o sistema envia um SMS para o mesmo informando que a ENERGISA tentou contato. Agendamento de retorno 286

287 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Tela com os registros das interações dos clientes H) Aplicativo móvel para smartphone dos consumidores - ENERGISA On Objetivo: Prover comodidade aos clientes nas suas interações com a Distribuidora. Aplicativo móvel construído sobre um framework voltado para as principais plataformas de mobilidade do mercado (Android e ios). O aplicativo oferece aos consumidores da ENERGISA os principais serviços que podem ser disponibilizados através de autoatendimento. A solução tem diversos ganhos intangíveis, como aumento da proximidade com o cliente, otimização do tempo do mesmo oferecendo serviços ágeis e acessíveis de qualquer lugar e a qualquer momento e em consequência disso o aumento da satisfação. A versão atual oferece os seguintes serviços: Comunicar falta de energia; Consultar falta de energia; Comunicar defeito na iluminação pública; Acompanhar solicitações; Consultar contas pendentes; Consultar histórico de consumo; Solicitar religação normal; Cadastrar no débito automático; Consulta pontos de atendimento e pagamento; Visualizar notícias da ENERGISA; 287

288 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Receber notificações da ENERGISA; Solicitar contato através do Ligo Já; Solicitar recebimento de fatura por ; Solicitar recebimento de aviso de desligamento programado. Exemplos de telas do ENERGISA On Administração do ambiente operacional do site central de TI Através de prestação de serviços as empresas do Grupo, são realizados uma série de serviços inerentes à administração da infraestrutura, suporte dos softwares próprios e de terceiros assim relacionados: i) dos servidores de aplicações, ii) dos sistemas operacionais, iii) dos equipamentos de armazenamento (storage); iv) dos equipamentos de conectividade do site central (roteadores e switches core ); ) do ambiente de maquinas irtuais; i) do ambiente de testes e homologação das aplicações da ENERGISA; vii) da rede que interliga os equipamentos do site central e da infraestrutura operacional ( gerador, ar condicionado, nobreaks) e da infraestrutura e gerencia das rotinas de backup. A proposta da prestação de serviços para as novas distribuidoras será uma extensão do serviço atual, a preços competitivos, e aproveitando-se a sinergia proveniente das economias de escopo e escala. 288

289 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Administração de Banco de Dados de software de TI Serviços inerentes à administração dos bancos de dados das aplicações dos ambientes de desenvolvimento, teste, homologação, contingência e produção da ENERGISA. A proposta da prestação de serviços para novas distribuidoras será uma extensão do serviço atual, a preços competitivos, e aproveitando-se a sinergia proveniente das economias de escopo e escala. Administração de correio eletrônico Serviços inerentes à administração das caixas postais de correio eletrônico; do suporte e apoio aos problemas inerentes ao ambiente de correio. A ENERGISA já presta este tipo de serviço para as suas Distribuidoras. A proposta da prestação de serviços para novas distribuidoras será uma extensão do serviço atual, a preços competitivos, e aproveitando-se a sinergia proveniente das economias de escopo e escala. Site de Contingência de TI e administração desse ambiente operacional Serviços inerentes à administração: dos servidores de aplicações de contingência; da equalização dos sistemas operacionais deste ambiente; dos equipamentos de armazenamento (storage) de contingência; dos equipamentos de conectividade do site de contingência (roteadores e switches core ); da equali a o do ambiente de máquinas irtuais de contingência com o site principal; da aplicação dos testes anuais do uso do ambiente de contingência; da replicação do ambiente do site principal com o site de contingência; da rede que interliga os equipamentos do site de contingência; da infraestrutura operacional (gerador, ar condicionado, no-breaks) e da infraestrutura e gerencia das rotinas de backup e restore. A ENERGISA já presta este tipo de serviço para as suas Distribuidoras. A proposta da prestação de serviços para novas distribuidoras será uma extensão do serviço atual, a preços competitivos, e aproveitando-se a sinergia proveniente das economias de escopo e escala. Comissionamento dos sistemas inerentes à automação do sistema elétrico Serviços inerentes: i) aos ensaios e testes funcionais dos equipamentos telecomandados; ii) ensaios de comunicação entre os equipamentos em campo e o Centro de Operação; iii) os ensaios de proteção; iv) ensaios de integração com o sistema supervisório (SCADA nível III); v) Confecção dos relatórios e evidências dos ensaios com a anuência do Centro de Operação. A 289

290 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões ENERGISA já presta este tipo de serviço para as suas Distribuidoras. A proposta da prestação de serviços para novas distribuidoras será uma extensão do serviço atual, a preços competitivos, e aproveitando-se a sinergia proveniente das economias de escopo e escala. Serviços de gerenciamento da Segurança da Informação Serviços inerentes à administração: dos firewalls de acesso ao ambiente ENERGISA; do controle das versões de antivírus e anti-spams; das análises dos incidentes de segurança; do controle dos filtros de acesso; da aplicação das políticas de segurança aprovadas pelo Comitê de Segurança da Informação da ENERGISA e da infraestrutura e gerência das rotinas de backup. A ENERGISA já presta este tipo de serviço para as suas Distribuidoras. A proposta da prestação de serviços para novas distribuidoras será uma extensão do serviço atual, a preços competitivos, e aproveitando-se a sinergia proveniente das economias de escopo e escala. Atividades de CALL CENTER Nas estruturas organizacionais das distribuidoras, normalmente as áreas de atendimento ficam subordinadas às gerências operacionais da distribuição que, por sua vez, respondem por outras áreas sem um foco específico e especializado no tema atendimento ao cliente. No Grupo Rede não foi diferente do restante do setor, porém a ENERGISA, acredita que esse é modelo de gestão de relacionamento pode ser aperfeiçoado. A ENERGISA entende que a melhor maneira de atender o consumidor e a um custo adequado é ter uma empresa própria para prestar este serviço para as suas distribuidoras. Nesse contexto, a proposta da ENERGISA é utilizar a empresa já existente do Grupo Rede, a Rede Serviços, para ser a responsável pelo call center das 8 concessionárias em processo de aquisição. Conforme verificado nas diligências feitas pela ENERGISA, a Rede Serviços tem totais condições para prestar o serviço com preços adequados e com a qualidade necessária. O Rede Serviços é uma empresa voltada para o negócio call center com instalações adequadas à prestação do serviço de atendimento telefônico. A Rede Serviços possui estrutura composta por 210 PAs, com excelentes instalações de apoio (sala de descompressão, vestiários com armários individualizados, ampla sala de lanches), alinhado com o que se observa nas 290

291 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões empresas de referência e com a regulamentação relativa à infraestrutura desse tipo de negócio. A estrutura conta ainda com Data Center e Grupo Gerador dedicado às instalações do site do call center e o cumprimento na íntegra da Norma Regulamentadora para Teleatendimento - NR-17. A infraestrutura encontra-se instalada na sede da ENERSUL, distribuidora integrante do Grupo Rede, e disponíveis para utilização imediata. As fotografias a seguir referentes à Rede Serviços permitem uma avaliação da infraestrutura destacada. Fotos da infraestrutura disponível na Rede Serviços Em maio/2013, a ENERSUL, distribuidora integrante do Grupo Rede, realizou uma tomada de preço ao mercado, relativo à prestação de serviço de teleatendimento. A modalidade escolhida foi através de postos de atendimento (PA). O escopo solicitado foi um nível de serviço 91%, ou seja, 91% das chamadas atendidas em até 30 segundos, considerando uma volumetria média de chamadas dia e um mínimo de 93 postos de atendimento (PA). Um ponto importante nesta tomada de preço é o cumprimento do Termo de Ajuste de Conduta (TAC) que a Distribuidora assinou que prevê a manutenção do Call Center dentro do Estado de Mato Grosso do Sul, conforme mostrado a seguir: 291

292 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Três empresas apresentaram suas propostas, inclusive a Rede Serviços. Seguem abaixo, os valores mensais equalizados: Rede Serviços Provider CPFL - Atende Custo da PA Quant. de PA Custo da PA Quant. de PA Custo da PA Quant. de PA PA - INS 91 R$ 7.526,67 93 R$ 9.221,68 93 R$ 7.730,42 93 Custo Total R$ ,31 R$ ,24 R$ ,06 Conforme tabela acima, o preço ofertado pela Rede Serviços é diferenciado, em função da adoção de uma gestão focada e também mostra que a empresa pratica preços competitivos quando comparados à concorrência de mercado. Em suma, a proposta da prestação de serviços para novas distribuidoras será realizada através de uma empresa de serviços própria a preços competitivos e aproveitando-se a sinergia proveniente das economias de escopo e escala, destacando as seguintes atividades que serão aprimoradas: Implantação da área de planejamento no Call Center; Padronização do atendimento; Ampliar as facilidades do atendimento por meio eletrônico; Intensificar a comunicação proativa com o cliente; Implantar a Qualidade Assegurada; e Implantar Revisão do Workflow de atendimento. 292

293 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Atividades de Crítica de Faturamento e Emissão de Faturas Em que pese às áreas de faturamento e arrecadação das distribuidoras normalmente apresentarem resultados satisfatórios do ponto de vista de desempenho operacional, a ENERGISA encontra-se atualmente em posição de destaque no quesito de qualidade do faturamento e isso foi alcançado a partir do momento da centralização das áreas de faturamento e arrecadação. O gráfico a seguir que demonstra o nível de refaturamento das distribuidoras da ENERGISA perante as demais distribuidoras do setor elétrico (fonte ABRADEE). Além do ganho em escala, a centralização propicia: Agilidade na tomada de decisão; Padronização de procedimentos; Unificação da visão do processo de faturamento fim a fim; e Aumento na qualidade. Serviço de Inspeção termográfica Aérea A ENERGISA Serviços Aéreos de Aeroinspeção S/A é uma empresa do Grupo ENERGISA que realiza inspeções termográficas aéreas em linhas de distribuição e transmissão de qualquer classe de tensão, para empresas do Grupo ENERGISA, bem como distribuidoras e transmissoras de energia do mercado. A inspeção termográfica contribui para uma vistoria mais precisa das linhas que compõem as redes, a partir de uma ação preventiva para identificação de pontos de calor, indicando as que precisam ser reparadas ou até mesmo substituídas, evitando maiores problemas e prejuízos. 293

294 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões A ENERGISA Serviços Aéreos possui um helicóptero Bell 407 GX, com moderno sistema de navegação, além de equipamento de inspeção visual e térmica FLIR Kelvin 350 II, um dos mais avançados disponíveis no mercado. Possui ainda equipe qualificada e atualizada, piloto experiente, com mais de horas de vôo no modelo e grande experiência em inspeção de linhas. Esse conjunto garante inspeções com resultados muito precisos. As principais vantagens na realização dos serviços de inspeção da ENERGISA Serviços Aéreos são: Otimização do tempo, principalmente para linhas de grande extensão; Eficiência e produtividade do equipamento FLIR na inspeção dessas linhas; Alcance de pontos de difícil acesso; Qualidade e confiabilidade da realização e dos resultados da inspeção, devido à alta tecnologia do equipamento; Maior proximidade da linha, garantindo um aproveitamento de 100% da linha a ser inspecionada e a realização do serviço no menor tempo possível; Rapidez e a qualidade na emissão dos relatórios de inspeção pelo FLIR; e Relação custo-benefício favorável, se comparada a inspeção terrestre, uma vez que o tempo necessário para a inspeção aérea é muito menor do que na inspeção terrestre, sobretudo em regiões montanhosas, de difícil acesso por terra. A proposta da prestação de serviços para distribuidoras adquiridas será realizar também a inspeção termográfica de suas linhas, a preços competitivos, e aproveitando-se a sinergia proveniente das economias de escopo e escala. Serviços de Construção e Manutenção em Linha Viva de Subestações e Linhas de Distribuição em 34,5KV/138KV Serviços inerentes à: i) gestão e execução dos projetos de construção de Subestações, ii) gestão e execução de projetos de construção de linhas de transmissão em 34,5 KV a 138 KV, iii) gestão e execução de Manutenções em Subestações, iv) gestão e execução de Manutenções em Linha Viva em 34,5 KV a 138 KV e v) mobilização de equipes especializadas de linha viva para apoiar no esforço de construção e expansão previsto neste Plano que esbarra em dificuldades na contratação de equipes localmente. A ENERGISA já presta este tipo de serviço para as suas distribuidoras por meio de uma empresa própria. A proposta da prestação de serviços para novas distribuidoras será uma 294

295 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões extensão do serviço atual, a preços competitivos, e aproveitando-se a sinergia proveniente das economias de escopo e escala. Como exemplo de uma atividade do Grupo I, segue abaixo, a aplicabilidade do compartilhamento de recursos especializados que gerarão economias de escala, economias de escopo e sinergias de coordenação para todas as distribuidoras que, por ventura, farão parte deste compartilhamento. Logística e suprimentos (aquisição) de materiais e equipamentos As atividades de planejamento de suprimentos, executadas pelo setor de compras e áreas técnicas responsáveis pela execução das obras e manutenções, precisarão de maior integração e dedicação para mitigar falhas de suprimento e capturar todos os ganhos possíveis nas negociações com fornecedores. Atualmente não é capturada na gestão de compras a sinergia e o ganho de escala em nível de grupo, pois as concorrências de materiais e equipamentos são feitas de forma isolada por cada empresa do Grupo Rede. A proposta, neste sentido, é adotar uma estrutura de compras centralizada, que permita a realização de negociações de equipamentos específicos (transformadores de força, religadores, reguladores, equipamentos de TI, veículos, etc.) e de itens de estoque (medidores, cabos, transformadores, conectores, etc.) consolidando previamente as demandas de todas as empresas do Grupo, recebidas das áreas de planejamento, e estabelecendo um cronograma de negociações com os fornecedores para concentrar/otimizar as concorrências. Os contratos de fornecimento serão formalizados de modo que os direitos e obrigações de cada empresa distribuidora sejam independentes. A centralização das atividades de compras também permitirá a ampliação dos contratos de fornecimento de longo prazo para mais classes e fornecedores, garantindo melhores preços e confiabilidade na entrega. Resumindo, entende-se que a transferência de cultura, compartilhamento de recursos e o uso de contratos de partes relacionadas a preços competitivos serão pilares imprescindíveis que viabilizarão a recuperação da distribuidora. 295

296 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Seção Plano de Integração O Grupo ENERGISA Parte essencial da história do setor elétrico brasileiro, o Grupo ENERGISA tem na distribuição de energia elétrica a principal base de seu negócio. Com cinco distribuidoras no Brasil, das quais três na região Nordeste (ENERGISA Sergipe - Distribuidora de Energia S/A, nova denominação de Energipe, no Estado de Sergipe; ENERGISA Paraíba - Distribuidora de Energia S/A, nova denominação de Saelpa; e ENERGISA Borborema - Distribuidora de Energia S/A, nova denominação de CELB na Paraíba), uma na Zona da Mata de Minas Gerais (ENERGISA Minas Gerais - Distribuidora de Energia S/A, nova denominação de CFLCL) e uma em Nova Friburgo, no Estado do Rio de Janeiro (ENERGISA Nova Friburgo - Distribuidora de Energia S/A, nova denominação de CENF), abrange Km² de área de concessão. Ao todo, são aproximadamente 2,55 milhões de consumidores e uma população atendida de 6,5 milhões de habitantes em 352 municípios. Atualmente, mais de 5 mil colaboradores diretos e indiretos fazem parte das suas empresas, trabalhando para levar energia elétrica a todos esses consumidores, com o objetivo de proporcionar melhor qualidade de vida à população brasileira. Fundada em 26 de fevereiro de 1905, a Companhia Força e Luz Cataguazes-Leopoldina, hoje denominada ENERGISA Minas Gerais - Distribuidora de Energia S/A é a empresa que originou o Grupo ENERGISA e que, até fevereiro de 2007, era também uma holding operacional. Com a conclusão do processo de desverticalização, a ENERGISA S.A. passou a ser a nova controladora de todas as empresas do Grupo. Outro fato marcante na história do Grupo é que ela é a terceira companhia listada na Bolsa de Valores do Rio de Janeiro, em 1907, atualmente, as ações do grupo são negociadas na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuro de São Paulo (BM&F Bovespa) sob os códigos ENGI3, ENGI4 e ENGI11 (Units). Poucas são as empresas brasileiras que têm este histórico e tradição no mercado de capitais, que é medido em transparência nas demonstrações financeiras e governança corporativa por mais de um século. 296

297 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Estrutura Organizacional HOLDING ENERGISA S.A.: fundada em 1998, é uma sociedade anônima de capital aberto, que tem como principal objetivo a participação no capital de outras empresas. Originalmente Cia Força e Luz Cataguazes-Leopoldina, fundada em 26 de fevereiro de 1905, constitui-se empresa de capital aberto desde 1907, cotada na BOVESPA (ENG11, ENG 13 e ENG 14). DISTRIBUIÇÃO ENERGISA Minas Gerais (EMG): ENERGISA Minas Gerais - Distribuidora de Energia S/A, fundada em Atua na geração e distribuição de energia, atendendo a 66 municípios dos estados de Minas Gerais e Rio de Janeiro. Fornece energia para uma população de 1 milhão de pessoas, tendo 359 mil consumidores, em uma área total de Km². ENERGISA Nova Friburgo (ENF): ENERGISA Nova Friburgo - Distribuidora de Energia S/A, fundada em A ENERGISA Nova Friburgo atua na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. Fornece energia para o município de Nova Friburgo (RJ), importante pólo industrial e de serviços localizado na região serrana do Rio de Janeiro. Atende a 89 mil consumidores, cobrindo uma população de 300 mil pessoas. ENERGISA Sergipe (ESE): ENERGISA Sergipe - Distribuidora de Energia S/A, fundada em 1959 e adquirida em leilão de privatização em dezembro de Atende a 517 mil consumidores, espalhados por 63 municípios, que representa 96% do território do Estado de Sergipe, e cobre uma população de 1,84 milhões de pessoas. ENERGISA Borborema (EBO): ENERGISA Borborema - Distribuidora de Energia S/A, fundada em 1966 e adquirida em leilão de privatização em dezembro de Atende a 152 mil consumidores, concentrados principalmente no município de Campina Grande (PB), cobrindo uma população de 464 mil pessoas. ENERGISA Paraíba (EPB): ENERGISA Paraíba - Distribuidora de Energia S/A, fundada em 1964 e adquirida em leilão de privatização em dezembro de Atende a 977 mil consumidores, espalhados por 216 municípios, concentrados em uma das áreas de maior crescimento. 297

298 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões SERVIÇOS ENERGISA Soluções: ENERGISA Soluções S/A, nova denominação de Cat-Leo Construções, Indústria e Serviços de Energia S.A., fundada em 2004, atua na operação e manutenção de usinas hidrelétricas para terceiros, construção e repotenciação de unidades geradoras, gerenciamento de obras, montagem e fornecimento de equipamentos eletromecânicos e hidromecânicos, obras civis e serviços de engenharia. ENERGISA Serviços Aéreos: ENERGISA Serviços Aéreos de Prospecção S/A, nova denominação de Cataguazes Serviços Aéreos de Prospecção S/A, fundada em Atua no mercado de serviços de inspeção termográfica aérea e içamento de cargas ENERGISA Comercializadora: ENERGISA Comercializadora de Energia Ltda., nova denominação de Cat-Leo Comercializadora de Energia Ltda., fundada em outubro de 2005, atua na área de comercialização de energia elétrica e na produção de serviços e consultorias em temas ligados a essa atividade. ENERGISA Geração: atua na indústria de energia elétrica nas áreas de geração e transmissão, com foco na formulação de estudos e projetos de geração de energia elétrica e construção de projetos de geração renovável (hidrelétricas, PCHs, cogeração, eólicas, solar). 298

299 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Resultados Recentes Em 2012, a energia elétrica total distribuída pela ENERGISA somou GWh, aumento de 8,8% ante As vendas no mercado próprio totalizaram GWh, representando 4,8% de incremento em relação ao ano anterior. O consumo foi impulsionado pelas classes comercial e residencial que, juntas, representam 57,2% da energia total consumida pelos consumidores cativos das distribuidoras do Grupo ENERGISA. Essas classes apresentaram crescimentos no consumo de 5,3% e 7,1%, respectivamente. Embora com participação relativa menor no mercado de energia, a classe rural também se destacou, com aumento de 17,5%. A ENERGISA encerrou o exercício de 2012 com mil unidades consumidoras cativas, quantidade 3,9% superior à registrada em Os principais ativos inerentes à distribuição de energia elétrica são representados atualmente por 144 subestações de distribuição, com capacidade total de MVA; quilômetros de linhas de transmissão; quilômetros de redes urbanas e linhas rurais; e transformadores instalados nas suas redes de distribuição, com capacidade de MVA. A energia associada aos consumidores livres (origem das receitas de disponibilização do sistema de transmissão e distribuição), basicamente industriais, apresentou expressivo aumento, atingindo GWh, com avanço de 12,3% no ano. Juntos, os mercados cativo e livre tiveram crescimento de 6,0% em 2012, com consumo de GWh. No mercado livre, a contribuição das vendas de energia oriundas das atividades de comercialização da ENERGISA Comercializadora e das vendas relacionadas aos diversos projetos de geração da Companhia expandiram 37,9% em 2012, para GWh. 299

300 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões O desempenho financeiro da Companhia também teve evolução significativa no exercício de 2012, com receita operacional bruta total de R$ 4.136,9 milhões, um incremento de 16,6% em relação ao ano anterior. A geração de caixa (EBITDA ajustado) também merece destaque, tendo alcançado R$ 683,5 milhões, crescimento de 15,7% em comparação a Adicionalmente, foi registrada evolução de 37,2% no lucro líquido, representado por R$ 291,1 milhões em Tais elevações se devem principalmente à expansão da energia total distribuída, ao controle dos custos gerenciáveis, bem como à expansão das atividades de comercialização de energia elétrica. 300

301 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Modelo de Gestão do Grupo ENERGISA O Modelo de Gestão do Grupo ENERGISA tem como base o monitoramento constante de indicadores econômicos, financeiros e operacionais, em todos os níveis da Organização. A aplicação desse modelo de gestão vem permitindo à Companhia obter significativa evolução em sua excelência operacional, assim como, em seu desempenho financeiro. Os resultados expressivos e consistentes, ano após ano, fundamentam-se em uma gestão extremamente eficaz e assertiva, sendo expressa em vantagens competitivas relevantes: Base de Consumidores Diversificada. As concessões de distribuição das distribuidoras do Grupo ENERGISA espalham-se pelo Estado de Sergipe, Paraíba, Minas Gerais e Rio de Janeiro. A administração da ENERGISA acredita que essa variada base de consumidores minimiza sua exposição a riscos econômicos e políticos no Brasil. Em 2012, a ENERGISA gerou 47% da sua receita bruta consolidada no Estado da Paraíba (ENERGISA Paraíba e ENERGISA Borborema), 25% no Estado de Sergipe (ENERGISA Sergipe), 15% no Estado de Minas Gerais (ENERGISA Minas Gerais), 4% no Estado do Rio de Janeiro (ENERGISA Nova Friburgo). Adicionalmente, a base de consumidores não é dependente de nenhum grupo ou segmento específico da economia brasileira. Em 2012, 45% da receita bruta consolidada da ENERGISA foi gerada pela distribuição de energia elétrica a consumidores residenciais, 23% a consumidores comerciais, 15% a consumidores industriais, 4% a consumidores rurais e 13% a consumidores do setor público. Concessões Localizadas em Áreas de Crescimento Acelerado. A maioria das concessões de distribuição da ENERGISA localiza-se em áreas com alto potencial de crescimento, a saber, na Região Nordeste, a menos desenvolvida do Brasil. A administração da ENERGISA acredita que as áreas rurais e subdesenvolvidas, bastante dispersas em suas áreas de concessão, oferecem oportunidades para crescimento expressivo. Base de Consumidores Cativos. A receita operacional bruta consolidada e volume de vendas das controladas da ENERGISA advêm preponderantemente de vendas de energia elétrica a tarifas reguladas a consumidores cativos. Em 2012, as vendas consolidadas a consumidores cativos das controladas da ENERGISA a tarifas reguladas, representaram 83,2% do volume de energia elétrica demandada nas áreas de concessão das suas distribuidoras. 301

302 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Atualmente o Grupo ENERGISA apresenta uma base de 0,0006% de clientes potencialmente livres em seu mercado cativo. Da energia total demandada em 2012 pelas distribuidoras do Grupo ENERGISA, cerca de 16,8% são destinadas a clientes livres. Serviços de Alta Qualidade. Em geral, as distribuidoras brasileiras de energia elétrica medem a qualidade de seus serviços pela: (i) duração de interrupção, ou DEC, que mostra o tempo médio de falta de energia por consumidor (considerando apenas interrupções iguais ou superiores a um minuto); e pela (ii) frequência de interrupção, ou FEC, que mostra o número médio de interrupções sofrido por cada consumidor (também considerando apenas interrupções iguais ou superiores a um minuto). As controladas da ENERGISA vêm apresentando expressivas melhorias nos indicadores DEC e FEC. Capacidade Financeira e Fluxo de Caixa Constante de Operações. O fluxo de caixa constante de operações das distribuidoras da ENERGISA e as suas capacidades financeiras, as permitem ter acesso a fontes de financiamento em termos e condições favoráveis para implementação de seus planos de investimentos. Administração Experiente. Os administradores e conselheiros da ENERGISA têm vasta experiência em atividades de distribuição de energia. Os diretores mais antigos têm em média 25 anos cada de experiência no negócio de distribuição de energia elétrica no Brasil. A equipe de profissionais é altamente treinada, e está constantemente procurando reduzir custos operacionais e aumentar as receitas. A ENERGISA dispõe de ferramentas de gestão de recursos humanos que priorizam a integração e motivação de seus profissionais, com o objetivo de maximizar qualidade e eficiência. Adicionalmente, a família Botelho, acionista controladora direta da ENERGISA e indireta das distribuidoras, têm mais de cem anos de experiência de gestão na área de distribuição e geração de energia elétrica. O know-how e experiência desse acionista controlador indireto permitem que empresa seja gerida com uma visão de longo de prazo através da permanente busca na geração de valor para os seus acionistas. Governança Corporativa. A ENERGISA tem um conselho de administração formado na sua maioria por membros independentes de altíssima qualificação. O conselho de administração foi responsável para que a companhia fosse uma das 27 companhias agraciadas com selo de auto-regulação da Abrasca (Associação Brasileira de Companhias de Capital Aberto) bem como adotou padrões internacionais através de uma Política de Gestão de Riscos de Mercado Financeiro, disponível em seu website onde versa sobre políticas conservadoras de financiamento, de aplicações financeiras, de distribuição prudente de dividendos e exposição à riscos. Adicionalmente, foram formados diversos comitês (de remuneração, auditoria e 302

303 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões sucessão) que auxiliam a gestão. Por diversas vezes as companhias que fazem parte do Grupo ENERGISA foram receberam de prêmios pela transparência de suas demonstrações financeiras bem como de seu site de relações com investidores, o que evidencia a preocupação da administração com a Governança Corporativa. Práticas Socialmente Responsáveis. As controladas da ENERGISA cumprem ininterruptamente suas obrigações de contribuição ao desenvolvimento econômico, social e cultural, e realizam esforços de preservação ambiental das áreas nas quais as empresas detêm concessões. Estes projetos já receberam diversos prêmios, incluindo o Certificado e Selo de Responsabilidade. As atividades do Grupo ENERGISA estão diretamente ligadas às comunidades onde a Companhia atua em função do fornecimento de energia elétrica a uma parcela significativa da população brasileira. Por esta razão, a empresa tem conhecimento da importância do seu papel social e, por meio de uma gestão socioambiental eficiente, intensificou o compromisso com o seu principal público, a sociedade, tornando-se cada vez mais presente por meio de patrocínios e ações de incentivo cultural, ambiental, social e esportivo. A busca pelo desenvolvimento sustentável é refletida em todas as subsidiárias do Grupo, que atuam ativamente no avanço e desenvolvimento de diversos programas no âmbito socioambiental. Visão Ampliada com Foco em Resultados Consistentes Outro aspecto de fundamental importância para execução do modelo da gestão do Grupo ENERGISA, configura-se pela implementação do processo de Planejamento Estratégico. Indicadores de desempenho econômico, financeiro e operacional, aplicáveis a todos os níveis da organização, são acompanhados periodicamente (medidos e avaliados), com a finalidade de se obter uma análise crítica e completa do desempenho das empresas integrantes do Grupo. 303

304 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Os indicadores e metas estabelecidos são verificados e comparados com as melhores práticas do mercado, a fim de que sejam meios que elevem permanentemente o desempenho de cada uma das empresas (a prática de benchmarking esta difundida há vários anos no grupo). Nesse sentido, as diretrizes estratégicas, os indicadores e as metas são desdobrados para os diversos níveis da organização. O desdobramento ocorre de forma extremamente estruturada, por meio da condução de 4 etapas, com a definição clara de cada uma das entregas esperadas. São definidos Mapas Estratégicos tanto para as Unidades de Negócio, quanto para as Unidades de Apoio. Os Mapas Estratégicos são então suportados por Balanced ScoreCards, aplicáveis não somente aos executivos do Grupo, mas também os demais colaboradores. 304

305 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Os resultados obtidos são comparados com as metas estabelecidas e, caso necessário, propostas de ações preventivas e corretivas ou de ampliação das ações são apresentadas e discutidas mensalmente nas reuniões de acompanhamento da gestão que ocorrem em todos níveis gerenciais. Entre as principais áreas envolvidas por tais processos e que já geraram excelentes resultados, destacam-se: Recuperação de receitas (redução de perdas elétricas, redução das contas a receber e índices de inadimplência); Melhoria do giro dos estoques de materiais para investimento e reposição; Redução do ciclo de faturamento; Melhoria da qualidade do fornecimento de energia Ampliação da satisfação do consumidor (com base nas pesquisas ANEEL e ABRADEE) Redução de custos operacionais controláveis; e Melhoria das condições de segurança do trabalho. Excelência na Operação e Transformação de Empresas A consistência da aplicabilidade do modelo de gestão da ENERGISA também verifica-se pela sua forte capacidade de expansão da operação e de transformação de empresas adquiridas em casos de sucesso. 305

306 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões De 1997 a 2001, a Companhia aumentou em sete vezes suas operações, com a compra de quatro distribuidoras. Apesar da complexidade, tais aquisições e suas respectivas operações pós-fusão foram conduzidas com muita eficiência e qualidade, demonstrando o comprometimento e a competência da Energia em promover o crescimento sustentável de suas operações. Distribuidoras em estado precário e com déficit de qualidade, adquiridas no processo de privatização, tornaram-se eficientes e lucrativas e, em muitos casos, passaram a ser consideradas exemplos em gestão. Desde a aquisição da última distribuidora em 2000, evoluções significativas nos indicadores de qualidade são observados de forma relevante, demonstrando um processo de melhoria contínua, acentuado no 2º ciclo tarifário. Neste contexto, destacam-se a ENERGISA Paraíba e ENERGISA Sergipe, ambas indicadas, conjuntamente, a oito prêmios no ano de 2013, incluindo Qualidade de Gestão, Gestão Econômico-Financeira, Evolução e Desempenho, Melhor Distribuidora do Nordeste e Melhor Distribuidora do Brasil pela ABRADEE. Nas 15 edições do Prêmio ABRADEE, a ENERGISA foi premiada 26 vezes: 306

307 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Cabe destacar que a ENERGISA Paraíba em 2012 foi vencedora do Premio Nacional da Qualidade da Fundação Premio Nacional da Qualidade, principal distinção entre todas as empresas do Brasil no quesito Qualidade da Gestão. A ENERGISA obteve também conquistas importantes em áreas de gestão, responsabilidade socioambiental, satisfação do consumidor, qualidade e outras. Esses prêmios são consequência de uma mentalidade de gestão voltada para resultados, aplicada com destreza pelas lideranças e desenvolvida com afinco pelos colaboradores de todas as empresas do Grupo. A ENERGISA S/A, holding do Grupo, foi uma das premiadas na edição de 2012 do IR Global Rankings. A divulgação financeira da ENERGISA foi reconhecida como a "melhor dentre todas as empresas latino-americanas inscritas. O resultado levou em conta as informações financeiras completas e detalhadas que a Companhia divulga ao mercado, adicionada à clareza na comunicação com os seus investidores. Além da categoria em que foi premiada, a ENERGISA também figurou entre as finalistas de "web site de Relações com Investidores" e "Relatório Anual Online". Em 2012, mais de 80 companhias da America Latina se inscreveram para participar do ranking, que também possui edições na Ásia, América do Norte, Europa e Índia. Indo além de premiações, a ENERGISA busca constantemente altos níveis de qualidade de seus serviços. Atualmente, a Companhia é líder na evolução dos indicadores DEC e FEC do segmento de distribuição do Brasil. 307

308 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões É também referência nacional em combate ao furto de energia, com investimentos anuais de R$ 36 milhões, obtendo o sétimo ano consecutivo de redução de perdas de energia. Com destaque para a ENERGISA Sergipe, que possui menor índice de perda entre as empresas da região Nordeste que atendem mais de 400 mil consumidores. A ENERGISA aplica também seu modelo de gestão como peça fundamental para melhoria do entendimento sobre o uso seguro e consciente da energia. Como parte do Programa de Eficientização Energética da ANEEL / Procel, as distribuidoras possuem unidades móveis com experimentos científicos, sala para apresentação e projeção, além de estrutura de palco para eventos comunitários. As unidades percorrem os municípios das áreas de concessão, levando às comunidades orientações sobre o uso seguro e eficiente da energia elétrica, além de facilitar aos clientes maior aproximação e melhor relacionamento com a Companhia. 308

309 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões O Grupo também realiza programas de Eficiência Energética nas distribuidoras, que contribuem para a educação da população que habita as regiões que a ENERGISA atua quanto ao uso racional e eficiente da energia e para a redução do consumo de energia elétrica. Em 2012, foi lançado o projeto Conta Cidadã, que consiste na troca de lixo reciclável por créditos financeiros na conta de energia elétrica dos consumidores de algumas localidades na Paraíba e em Minas Gerais, com destinação do material coletado à indústria de reciclagem. Crescimento Sustentável dos Negócios Nos últimos três anos, o Grupo ENERGISA realizou investimentos da ordem de R$ milhões, dos quais R$ 670 milhões foram investidos no último ano (2012). Em 2013, serão investidos R$ 635 milhões em diversas iniciativas, com o objetivo de otimização de resultados, alavancagem da produtividade e fortalecimento da sustentabilidade. Em 2012, houve a intensificação de investimentos na geração de energia renovável, principalmente eólica e biomassa: investimento de R$ 560 milhões em cinco parques eólicos, localizados no Rio Grande do Norte, que foram considerados aptos a gerar em setembro de A Companhia também concluiu a aquisição de quatro Sociedades de Propósitos s ec fico ( S s ) da onon ionergia finali ou as obras da H Z unin que tem capacidade de 8 MW, e iniciou as operações da PCH Santo Antônio, também com capacidade de 8 MW. Outro destaque do exercício de 2012 foi a adequação do perfil de endividamento da Companhia, por meio da emissão de debêntures e outras captações, que asseguraram um aporte de cerca de um bilhão de reais, recursos estes indispensáveis à continuidade e melhoria das operações. Mesmo com os vultosos investimentos realizados, o Grupo ENERGISA obteve um robusto saldo de caixa e aplicações financeiras no montante de R$ 923,1 milhões. Plano de Integração A ENERGISA se credenciou como protagonista no equacionamento da situação econômicofinanceira do Grupo Rede. Além de aportar capitais, equacionar as dívidas e inadimplências, deverá reformular a gestão técnica, operacional e comercial das concessionárias do Grupo Rede, adotando padrões de operação que permitirão o cumprimento pleno das obrigações do seu contrato de concessão. A aquisição do Grupo Rede mudará o patamar da ENERGISA no 309

310 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões mercado elétrico brasileiro, sendo encarada pela empresa como uma oportunidade única, mas que envolve desafios significativos, dentre os quais destacam-se: Áreas de concessão de grande dimensão e dispersão; Empresas com desafios de investimentos vultuosos para equacionamento de transgressões e falhas apontadas pelo Regulador; Perda de profissionais ao longo do tempo, em função da situação das empresas; e Necessidade de recompor a credibilidade frente aos stakeholders. Após a transformação das distribuidoras adquiridas entre , com destaque para evolução de desempenho, qualidade de gestão e performance econômico-financeira destas empresas, o Grupo ENERGISA entende-se preparado para um segundo e relevante ciclo de crescimento. Aproximadamente 60 profissionais do Grupo ENERGISA, além de um extenso time de consultores, dedicam-se na estruturação do Plano ANEEL e na elaboração do Plano de Integração. Trabalho sério, organizado e focado nos compromissos que serão assumidos. O Grupo ENERGISA não considera outra hipótese que não a assunção do Grupo Rede. Adicionalmente, discussões com financiadores e atuais credores das distribuidoras já estão em curso, visando permitir um D+1 que dê plenas condições de trabalho aos times técnicos e comerciais, focados na melhoria das empresas. O financiamento de investimentos em infraestrutura, com linhas de crédito compatíveis, torna-se fundamental neste contexto. Sendo assim, tem-se como objetivo a substituição e/ou reestruturação da quase totalidade das dívidas das distribuidoras, como melhoria do perfil nos primeiros 90 dias da gestão. Não somente em relação a aspectos de financiamento de investimentos, a integração é um processo demandante e que requer escolhas assertivas, uma vez que as decisões tomadas irão definir como a empresa pós-fusão irá operar. A dimensão da aquisição e a simultaneidade dos planos de captura de sinergias e melhorias exigem uma abordagem diferenciada. Por este motivo a ENERGISA escolheu a metodologia de Post Merge Integration (PMI) como principal ferramenta para implementação do Plano de Integração do Grupo Rede. Ressalta-se ainda que aquisições bem sucedidas são suportadas por planos de integração cuidadosamente preparados, com apropriado e completo posicionamento, e execução profissional em todas as etapas envolvidas. Desta forma, o Grupo ENERGISA elaborou um Plano de Integração, de forma a garantir a continuidade da operação das empresas adquiridas, em paralelo às atividades de gestão da integração. 310

311 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões O ponto de partida consistiu na execução de um procedimento robusto de due diligence, com a identificação dos principais processos críticos para manutenção do negócio, assim como, a definição clara de todos os elementos cruciais para o processo de integração, incluindo a identificação de potenciais riscos, sua aceitação, atenuação ou transferências. Para auxílio à elaboração e implementação do Plano de Integração do Grupo Rede, foram solicitadas propostas às principais consultorias especializadas do mercado, detentoras de sólidas metodologias e conhecimentos na condução de processos de PMI e está em fase final de contratação. Neste contexto, foram definidos como principais objetivos do Plano de Integração do Grupo Rede, os seguintes: Garantia de não impacto na continuidade dos negócios das empresas adquiridas; Centralização das iniciativas/planos de medidas do PMI, para que estes sejam implementadas no prazo, custo e qualidade previstos; Modelo de Gestão de Projetos/Programas sendo aplicado com forte apoio metodológico, com suporte de uma estrutura de Escritório de Projetos (PMO) e Escritório de Processos (BPM). Adicionalmente, o Plano de Integração irá considerar, entre outros: 1. Elaboração do Modelo de Acompanhamento e Implementação, contemplando: Qualificação e quantificação de resultados; Mapeamento dos principais processos internos que requerem melhorias; Quick Wins, por empresa, incluindo identificação de medidas de integração nas Unidades de Negócio, com definição de objetivos de melhorias adicionais às identificadas; lano ara dia e lano ara dias, permitindo que sejam comunicados e implementados tão logo seja realizado o fechamento da transação. 2. Elaboração do Modelo de Gestão de Mudanças e Comunicação, com preocupação em relação à adequada adaptação e integração dos colaboradores das empresas à cultura ENERGISA; 311

312 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões 3. Construção do Modelo Organizacional das Unidades de Negócio adquiridas, do Modelo Operacional, e da Estrutura Corporativa; 4. efini o do lano strat gico ara a No a ENERGISA com redefinição de novas Missão, Visão e Valores, considerando o período de integração, e propondo a melhor configuração e organização da empresa resultante sob o ponto de vista de Grupo. 5. Elaboração de Matriz de Riscos, contemplando: Qualificação e Quantificação de Riscos, abrangendo as seguintes dimensões: Riscos de Sinergia, Estruturais, de Pessoas e de Projeto; e Plano de Mitigação de Riscos, incluindo balanceamento de investimentos vs. benefícios. O Plano de Integração será dividido em 3 etapas: Iniciação, Preparação, e Transição, conforme demonstrado a seguir. A etapa de Preparação encerra-se com o Closing após a homologação do Plano, findo o julgamento dos recursos à decisão na 1ª Instancia, e aprovação pela ANEEL e pelo CADE da mudança de controle. (*) Condição 1: 1ª Instância regulamentada e Plano ANEEL entregue 312

313 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Na Etapa de Preparação destaca-se a implementação de uma estrutura de PMI, responsável por assegurar a entrega dos objetivos estabelecidos no Plano de Integração. Destaca-se tamb m a defini o dos as ectos essenciais ara atua o no A rimeiro dia de assunção do Grupo Rede, de forma a garantir a continuidade da operação em paralelo às atividades de melhoria de gestão. Em ambas as etapas, Preparação e Transição, será implementada uma gestão matricial, com atuação tanto por frentes de trabalho, quanto por empresa do Grupo Rede, de forma a otimizar resultados, por meio de velocidade na implementação, sustentabilidade na execução, e alinhamento à cultura ENERGISA. 313

314 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Com a conclusão do Plano de Integração, surgirá a No a N RG SA empresa única no setor elétrico brasileiro. 314

315 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões 315

316 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões 11. Sumário do Regime Excepcional Regulatório No Capítulo 9, foram detalhados os temas para os quais é necessário estabelecer um regime excepcional regulatório de modo a viabilizar a sustentabilidade da concessão Enersul. Esses temas e seu regime excepcional regulatório podem ser assim sumarizados: Perdas Regulatórias Propõe-se que o ponto de partida de Perdas Não Técnicas, obtido após os ajustes no patamar de perdas globais do 2º ciclo, seja de 11,18% de Perdas Não Técnicas sobre Mercado de Baixa Tensão em 2013 (9,48% PNT/BT a ser aplicado em 2014) e tenha como ponto de chegada o atualmente homologado para o final do 3CRTP de 4,74% (PNT/BT), a ser alcançado ao final do próximo ciclo tarifário (4CRTP). Incorporação de Redes e Ressarcimento de Consumidores Propõe-se a quitação do passivo de R$ 80 milhões no prazo de 24 (vinte e quatro) meses a partir de janeiro de 2014, com a incidência dos encargos legais e atualização previstos nas respectivas resoluções, para os valores apurados em em diante. Sanções Regulatórias Para os Termos de Notificação emitidos em momento anterior à intervenção, requer-se, na eventualidade de serem convertidos em Auto de Infração, a suspensão de sua exigibilidade, pelo prazo de 2 (dois) anos, contados a partir da data de transferência de controle acionário da distribuidora. Para os Termos de Notificação emitidos após a transferência do controle acionário da Distribuidora, requer-se a extensão das benesses do regime sancionatório excepcional para que todos eles, emitidos no período de 2 (dois) anos, contados a partir da data de transferência de controle acionário da distribuidora, tenham caráter unicamente orientativo e/ou determinativo, sem a imposição de penalidades. 316

317 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que tramitam em esfera administrativa, requer-se a extensão de 12 (doze) para 60 (sessenta) meses do prazo para parcelamento. Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que tramitam em esfera judicial, requer-se a desistência dos valores de sucumbência por parte dessa Agência. Por fim, ainda no âmbito do regime excepcional de sanções, requer a distribuidora a anistia dos encargos incidentes sobre o valor principal das obrigações pecuniárias das sanções regulatórias (multa, juros e atualização monetária). Universalização Rural Propõe-se a extensão do programa de universalização rural, sem subvenção, até o final da concessão. Provisionamento adicional referente à contingências Cíveis, Fiscais e Trabalhistas Provisionamento adicional, em 2013, relativo a contingências cíveis, fiscais e trabalhistas em R$ 141,2 milhões. 317

318 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões 12. Mensagem Final O trabalho aqui apresentado realizou um profundo diagnóstico das condições da concessionária e apontou propostas de solução de forma robusta e detalhada no Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões da ENERSUL que representará a retomada da normalidade na prestação do serviço na concessão o mais rápido possível, e que passa pela mudança de controlador e pelo estabelecimento de regime excepcional regulatório. Esse regime excepcional tem a finalidade de interromper a drenagem de recursos da concessão com itens como pagamentos de multas, compensações e glosas de perdas elétricas. Além disso, manter algumas das atuais metas regulatórias resulta na intensificação de investimentos de forma insustentável no curto prazo, o que pressiona a tarifa e esbarra nas condições locais de exequibilidade. A proposta de regime excepcional contida neste relatório resulta da análise profunda, por parte da ENERGISA, do contexto atual da concessão e da expansão futura do seu mercado. Para isso, foram fundamentais as interações feitas com a atual gestão nomeada pela ANEEL no âmbito da intervenção, uma vez que, além da notória e reconhecida capacidade, está há mais de um ano convivendo com a realidade da concessão. A ANEEL tem o papel fundamental de definir patamares regulatórios específicos e diferenciados que sejam exequíveis, dada a situação excepcional em que se encontra a concessão da ENERSUL. Esses patamares regulatórios específicos são os estritamente necessários para viabilizar a sustentabilidade da concessão. A ENERGISA também é parte essencial da solução. Além de aportar capitais, equacionar as dívidas e inadimplências, deverá reformular a gestão técnica, operacional e comercial da concessão ENERSUL adotando padrões de operação que permitirão o cumprimento pleno das obrigações do seu contrato de concessão. Aqui os interesses da ENERGISA estão colimados com os da ANEEL, em fazer do Plano uma alternativa viável, sustentável e segura para retornar a concessão à normalidade. Para essa reformulação, a ENERGISA conta com sua história de 108 anos no setor elétrico, caracterizada pela expansão continuada, com 19 empreendimentos de geração, presta serviços de operação e manutenção para mais de 130 unidades geradoras de terceiros e administra 05 concessionárias de distribuição, atendendo a uma população de 6,7 milhões de habitantes. Como características marcantes da gestão da ENERGISA estão a sustentabilidade 318

319 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões técnica, operacional e financeira de suas coligadas e a melhoria continuada da qualidade do serviço prestado. Desde 2009, o DEC das distribuidoras da ENERGISA reduziu 51%, o tempo médio de atendimento 57% e as perdas elétricas 43%. Os inúmeros reconhecimentos setoriais e as avaliações dos seus consumidores atestam que a ENERGISA possui as capacitações de um operador de excelência e com grande experiência em realizar transformações em concessões que estavam com déficits de desempenho operacional e financeiro e que, portanto, possui todas as qualificações para empreender as medidas apontadas no Plano de Recuperação aqui proposto. Além da solução financeira e de sua experiência centenária de sucesso, a ENERGISA está preparada e conta com a sua grande motivação e o apoio de seus colaboradores e acionistas diante desse novo desafio, por entender que a aquisição do controle das concessionárias do Grupo Rede é uma oportunidade única de consolidar a sua expansão. Para a ENERGISA é chegada a hora da mudança para que a concessão ENERSUL retome a normalidade e se torne sustentável de modo estrutural. Para tanto submete o presente Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões da ENERSUL na expectativa de sua aprovação pela ANEEL, para que, no menor tempo possível, possam ser implementadas as ações necessárias para retomada da sustentabilidade da concessão em benefício de seus consumidores. 319

320 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões 13. Anexos ATA DA REUNIÃO COM OS INTERVENTORES 320

321 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões 321

322 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões 322

323 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões ANEXO - MODELAGEM REGULATÓRIA Resumo Regulatório O resumo regulatório concentra os resultados das simulações dos eventos tarifários dos anos de 2014 a Apresenta também as tarifas médias resultante de cada evento projetado. O efeito médio aplicado às tarifas é segregado em dois tipos diferentes, o Efeito Médio de Uso e o Efeito Médio de Fornecimento. O primeiro apresenta somente a variação dos itens relacionados com o uso das redes, enquanto o segundo possui também a variação relacionada com a energia comprada. Receita Verificada Um evento tarifário começa com a verificação da receita realizada pela concessionária no ano tarifário anterior. Esta receita é o produto do mercado e da tarifa econômica. Como o modelo utiliza a simplificação da tarifa, que é somente financeira, a receita verificada é o produto do mercado e da tarifa financeira adicionando ou subtraindo eventuais efeitos financeiros presentes na tarifa do ano anterior. Como a tarifa média utilizada já contém descontos tarifários embutidos, além da correção dos itens financeiros, é necessário adicionar o montante de subsídios tarifários cobertos pela Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) em face dos desdobramentos da Lei /13. Tarifas Médias de Partida Na atual conjuntura regulatória, determina-se, em um evento tarifário, o nível de receita necessária para cobrir os custos das empresas, segregados em gerenciáveis (Parcela B) e não gerenciáveis (Parcela A). Esta receita é repartida entre as classes, níveis e modalidades tarifárias através de Tarifas de Referência, que consistem na relação de responsabilidade que cada segmento possui por cada parcela dos custos da empresa. Desta forma, são criadas tarifas capazes de recuperar a Receita Requerida da empresa. A modelagem financeira, pela sua própria simplificação, adotada como premissas uma tarifa única por classe para compor a receita. Ao se analisar o histórico de mercado e receita de uma distribuidora, segregado por classes, observa-se que a relação entre as duas variáveis citadas que consiste na tarifa média varia de forma irregular. Esta variação é resultado de diversos efeitos combinados, dos quais podemos destacar a composição da estrutura do mercado. Como a precificação dos serviços de distribuição de energia elétrica é feita, para os clientes de alta tensão, através de tarifas binômias horárias e dado que, para fins de simplificação, o 323

324 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões mercado é somente de energia sem distinção horária a tarifa média utilizada deve incorporar os custos cobrados em demanda e a diferença de preço entre os postos de Ponta e Fora de Ponta. Somado a isso, há de ser levada em conta a diferença de precificação entre os níveis de tensão e subclasses tarifárias. Desta forma, como o mercado é projetado por classes e não apresenta variação na composição de sua estrutura, a tarifa média aplicada deve, dentro do possível, refletir estes efeitos. As tarifas médias de partida, definidas por classe para os consumidores cativos, são o resultado da ponderação das tarifas homologadas pela composição do mercado ao longo do ano tarifário. Para os consumidores livres e geradores, a tarifa reflete a composição do mercado e os descontos concedidos. Para os usuários do sistema de distribuição foram utilizadas as próprias tarifas de resolução. Este procedimento de cálculo de tarifas médias, utilizando o mercado do último evento tarifário, é capaz de capturar efeitos de variações e sazonalidades na composição do mercado e mantém a finalidade básica de definição de tarifas, que é garantir o retorno integral do nível tarifário. Parcela A A Parcela A é composta dos custos não gerenciáveis da empresa, cujo repasse para o consumidor é feito de forma integral via tarifa, com exceção das perdas regulatórias. Compreende os custos com aquisição de energia elétrica, os custos com conexão e uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão e os custos com Encargos Setoriais, sendo que cada um recebe um tratamento diferente de repasse e projeção, conforme regulação vigente e respectiva natureza. Neste tópico é feito o cálculo da Parcela A na Data de Referência Anterior (DRA) e na Data de Reajuste em Processamento (DRP), de forma a compor o cálculo da Parcela B em DRA e da Receita Requerida em DRP. Encargos Setoriais Os encargos setoriais são definidos em legislação própria, têm destinação específica e resultam de políticas de Governo para o setor elétrico nacional. Em face da Lei /13 e seus desdobramentos, foram extintos os encargos de Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC) e Reserva Global de Reversão (RGR). Os demais encargos foram extraídos do último evento tarifário e são projetados como apresentado a seguir: 324

325 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Conta de Desenvolvimento Energético (CDE): Como a sistemática de definição das cotas de CDE foi alterada a partir da Lei /13, quando passou a ser definida em função dos recursos necessários para atingir suas finalidades e das demais receitas relacionadas à CDE, e seu tratamento é de repasse integral, a projeção adotada para a CDE é de correção por IGP-M anualmente. Aliada à correção monetária da cota com vigência atual, foi acrescido o recolhimento do saldo remanescente de CDE conforme estabelecido no art. 4ºA, 7º, do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013, com redação dada pelo Decreto nº 7.945, de 7 de março de Taxa de Fiscalização de Energia Elétrica (TFSEE): O valor anual da TFSEE é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de constituir sua receita e destina-se à cobertura do custeio de suas atividades. É definido como sendo 0,4% do benefício econômico anual auferido pela concessionária, então sua correção é feita pela variação da Parcela B da distribuidora. Encargos de Serviços do Sistema (ESS) e Encargo de Energia de Reserva (EER): o ESS representa um encargo destinado à cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços ancilares, prestados aos usuários do Sistema Interligado Nacional (SIN), enquanto o EER representa todos os custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN, proveniente de usinas especialmente contratadas mediante leilões para este fim, incluindo os custos administrativos, financeiros e tributários, que são rateados entre os usuários finais de energia elétrica do SIN. É projetado por correção monetária por IGP-M. Pesquisa e Desenvolvimento Energético (P&D): É calculado pela regra vigente de 1,00% da Receita Operacional Líquida. Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS): As distribuidoras associadas pagam mensalmente valores relativos ao custeio das atividades ONS. Este tem como atividades a coordenação e o controle da operação dos sistemas elétricos interligados e a administração e coordenação da prestação dos serviços de transmissão de energia elétrica por parte das transmissoras aos usuários acessantes da rede básica.é projetado por correção monetária por IGP-M. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia (PROINFA): é estabelecido em conformidade com o Plano Anual do PROINFA PAP, elaborado pela ELETROBRAS, conforme o disposto no art. 12 do Decreto no 5.025/2004, sendo suas quotas determinadas em função do mercado relativo aos consumidores cativos, livres e 325

326 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões autoprodutores de cada distribuidora. É projetado com base na previsão de quota de energia e a correção monetária da tarifa por IGP-M. Os valores em DRP consistem nas projeções realizadas para o dado ano tarifário, enquanto que os valores em DRA, para garantir a neutralidade dos encargos setoriais, consistem nos valores em DRP do ano anterior acrescidos do crescimento de mercado. Custos de Transporte Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, Transporte de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição. Custos de Rede Básica: referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão CUST celebrado com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados com base nos valores de demanda de potência multiplicados pelas tarifas. Os montantes de partida são os presentes no último evento tarifário e celebrados nos termos aditivos vigentes, enquanto as tarifas de partida são aquelas consideradas no último evento tarifário e suas respectivas atualizações em face da Resolução Homologatória nº 1.555/2013. A projeção das tarifas é feitas por correção monetária via IPG-M, enquanto que a projeção dos montantes contratados é feita pelo crescimento do mercado. Esta simplificação na projeção de montantes contratados é possível em face das simplificações adotada para o mercado e para as tarifas, que não apresentam variações na sua estrutura. Um mercado que cresce sem apresentar variação na sua estrutura resultará em um crescimento de demanda máxima e, consequentemente, num montante de contratação de mesma proporção. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuída à geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às suas quotas partes. A tarifa inicial é corrigida por IGP-M, enquanto a quota parte do ano de 2014 é mantida para os anos subsequentes. Outros custos de Rede Básica, como ONS (geradores A2) e Exportação (geradores A2), são corrigidos por IGP-M a partir de seus valores iniciais. 326

327 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Custo de Conexão: refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela ANEEL e têm reajuste anual concatenado com a data de reajuste das tarifas de fornecimento das distribuidoras de energia elétrica. As projeções destes valores são feitas através da correção monetária por IGP-M ou IPCA, a depender de caso. Transporte de Itaipu: refere-se ao custo de transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. A despesa com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do montante de demanda de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, em R$/MW. A tarifa inicial é corrigida por IGP-M, enquanto a quota parte do ano de 2014 é mantida para os anos subsequentes. Custo de Uso de Sistemas de Distribuição: refere-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Distribuição CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é calculada com base nos valores de demanda de potência contratada multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em resolução da distribuidora acessada. Os montantes de partida são os presentes no último evento tarifário e celebrados nos termos aditivos vigentes, enquanto as tarifas de partida são aquelas consideradas no último evento tarifário e suas respectivas atualizações em face da Resolução Homologatória mais atual da acessada. A projeção das tarifas é feitas por correção monetária via IPG-M, enquanto que a projeção dos montantes contratados é feita pelo crescimento do mercado. Esta simplificação na projeção de montantes contratados é possível em face das simplificações adotada para o mercado e para as tarifas, que não apresentam variações na sua estrutura. Um mercado que cresce sem apresentar variação na sua estrutura resultará em um crescimento de demanda máxima e, consequentemente, num montante de contratação de mesma proporção. Os valores em DRP consistem no produto dos montantes do ano tarifário e suas respectivas tarifas. Os valores em DRA utilizam as tarifas presentes na DRP do ano anterior. 327

328 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Compra de Energia Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elabora-se o Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica considerando a Energia Requerida no período de referência em questão. A Energia Requerida é o somatório da Energia Vendida e das Perdas Elétricas reconhecidas na tarifa. As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada disponível é igual ao somatório de geração própria, CCEARs, compra de energia de contratos bilaterais e quotas de energia de Itaipu, Proinfa, Angra I e II e Usinas com Contratos Renovados. Além da energia necessária ao atendimento de seus consumidores há que se considerar que nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Perdas de energia são inerentes à natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica. As perdas podem ser segmentadas entre Perdas na Rede Básica, que são externas ao sistema de distribuição da concessionária e tem origem iminentemente técnica, e as Perdas na Distribuição que podem ser de natureza técnica ou não técnica. A Energia Vendida representa toda energia faturada pela concessionária de seu mercado cativo, consumo próprio e energia suprida a outras distribuidoras. O custo da compra de energia em DRP é obtido pelo produto dos montantes do ano tarifário com as tarifas corrigidas para a data do evento e em DRA é o mesmo montante com o preço médio reconhecido na tarifa em DRP do ano anterior. Para precificação das sobras ou déficits já foi adotada a metodologia de empilhamento de contratos utilizada nos eventos tarifários mais recentes. Os preços de compra de cada contrato foram projetados através da correção monetária pelo respectivo índice de indexação. Parcela B A Parcela B compreende os custos próprios da atividade de distribuição e de gestão comercial dos clientes, sujeitos ao controle ou influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária. Foram adotadas duas metodologias distintas para o cálculo da Parcela B, uma abrangendo a metodologia de Reajuste Tarifário e outra para as Revisões Tarifárias. 328

329 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Reajuste Tarifário A Parcela B em DRP (VPB1) é a dada pela correção da Parcela B em DRA (VPB0) pelo IGP-M subtraído do Fator X (fator numérico com vistas a compartilhar com os usuários e consumidores os ganhos de eficiência e da competitividade estimados), como consta no contrato de concessão. A Parcela B em DRA (VPB0) é obtida pela subtração da Parcela A em DRA (VPA0) da Receita Verificada (RA0) pela distribuidora. O Fator X é composto de três componentes. As componentes T e Pd, definidas ex-ante no momento da última revisão tarifária, e a componente Q, definida ex-post com base nas melhorias de Qualidade do Serviço observadas no ano anterior, foram modeladas conforme a metodologia vigente. Revisão Tarifária Nas Revisões Tarifárias Periódicas, que ocorrem em ciclos de quatro ou cinco anos, o valor teto das tarifas, o nível de qualidade dos serviços e o índice de ganho de produtividade são revisados. Estas revisões são necessárias para garantir o repasse dos ganhos de produtividade ao consumidor e corrigir eventuais desvios que coloquem em risco a capacidade de investimento das empresas e, consequentemente, a sustentabilidade do setor. Nos anos de Revisão Tarifária, a Parcela B é revisada com base na metodologia atual. Para tanto, são feitas adições anuais na base de remuneração e descontada a depreciação do período. Com a nova base de remuneração é possível calcular a Remuneração do Capital, a Quota de Reintegração Regulatória e ao Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis. A Quota de Reintegração, produto da Base de Remuneração Bruta Total com a Taxa de Depreciação, é calculada com as adições da base, mas mantendo a Taxa de Depreciação do 3º Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas. O recálculo da taxa foge do escopo e das possibilidades deste trabalho. Para a cota de depreciação, considerou-se a mesma taxa de depreciação do 3º ciclo. A Remuneração do Capital, produto da Base de Remuneração Líquida com o Custo Médio Ponderado de Capital (do inglês Weight Average Cost of Capital WACC), é calculada com as adições da base, mas mantendo o WACC do 3º Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas. Considerou-se o atual WACC regulatório para todos os ciclos tarifários subsequentes, onde o WACC real antes de impostos é de 11,36%. 329

330 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis é calculado com as adições da base, mas mantendo-se a metodologia do 3º Ciclo Revisional e os dados de Vida Útil das Instalações presentes na última versão do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico. Os demais itens da Parcela B, Receitas Irrecuperáveis e Custos Operacionais, são calculados com simplificações. As Receitas Irrecuperáveis são corrigidas com base na Receita Verificada, de forma a manter o mesmo patamar percentual de reconhecimento tarifário. O Custo Operacional real da distribuidora é integralmente repassado para a Tarifa, em cada uma das revisões tarifárias subsequentes, dado que a premissa é que a distribuidora apresenta um patamar eficiente de custos. A componente Pd do Fator X é recalculada com base na regra vigente no 3º Ciclo Revisional e a componente T não é mais utilizada, a partir do 4º ciclo, por entender que a transição entre metodologias já terá ocorrido e é considerado o repasse integral de custos. Itens Financeiros Os itens financeiros contemplam as contas gráficas que visam capturar eventuais distorções de preços reconhecidos tarifariamente e efetivamente praticados. Este item pode variar muito de um ano para o outro e permanece nas tarifas pelo período de um ano tarifário, sendo substituído no ano seguinte pelo novo componente financeiro. Os itens financeiros de partida são aqueles reconhecidos no último evento tarifário, já descontadas possível amortizações percebidas nos balanços contábeis. Os saldos de ativos e passivos não circulantes constantes no balanço são a partida para os financeiros dos eventos subsequentes. O cálculo dos financeiros segue as regras vigentes e contempla somente aqueles itens cujos custos estão refletidos no modelo, conforme listado abaixo. Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA): para compensar os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme disposto na Portaria Interministerial n 025, de 24 de janeiro de 2002, dos Ministros de Estado de Minas e Energia e da Fazenda. o CVA Energia: Calculado pela diferença do Preço Médio Praticado com o Preço Médio refletido na Tarifa. o CVA Rede Básica: Calculado pela diferença entre o Preço Médio Praticado e o Preço Médio refletido na Tarifa. A variação dos custos fixos relativos à Rede Básica (ONS A2, Exportação A2 e MUST Itaipu) é calculada em conjunto com a Rede Básica na Tarifa de Ponta, conforme regramento atual. 330

331 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões o CVA Encargos (ESS/EER, CDE e PROINFA): Calculado pela diferença entre o desembolso e o refletido. o CVA Transporte Itaipu: Calculado pela diferença entre o desembolso e o refletido. Neutralidade dos Encargos Setoriais: Conforme disposto na Subcláusula Décima Oitava do Contrato de Concessão, consiste no cálculo das diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no período de referência e os respectivos valores contemplados no reajuste anterior. Para fins de modelagem, simplificou-se o cálculo para a diferença entre o encargo reconhecido em DRP do evento tarifário anterior e a aquele considerado em DRA do reajuste em questão corrigido por CDI (proxi SELIC). Sobrecontratação/Exposição: É considerado um cálculo simplificado, com base no ano ci il fechado. Diferencial da Eletronuclear: São considerados os valores já homologados, sem projeções futuras. Ajuste Financeiro de Concatenação de CUSD: Calculado pela diferença do Preço Médio Praticado com o Preço Médio refletido na Tarifa. Outras Receitas Operacionais Para as demais receitas da concessão, utilizou-se as informações recebidas diretamente das empresas e, também, as informações constante no último processo de revisão tarifária periódica. Estes valores foram projetados conforme a sua natureza. Para Ultrapassagem de Demanda e Reativo realizou-se a correção pelo Efeito Médio do evento tarifário anterior. Para os Encargos de Conexão, a correção é por IGPM. Para os demais Serviços Cobráveis, Compartilhamento de Infraestrutura, Sistemas de Comunicação, Serviços de Consultoria, Serviços de O&M, Serviços de Comunicação, Serviços de Engenharia, Convênios e Outros a correção por IPCA. O tratamento regulatório destas receitas foi feito conforme o regulamento vigente, previsto no Submódulo 2.7 do PRORET. Para as receitas de ultrapassagem de demanda e reativo, os valores foram incorporados às Obrigações Especiais. 331

332 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões ANEXO - TUTORIAL MODELAGEM REGULATÓRIA Diferenças para a Modelagem Financeira Horizonte de Projeção O horizonte de projeção da Modelagem Regulatória, embora idêntico ao da Modelagem Financeira, traz treze colunas totalizadoras de Ano Tarifário após as Totalizadoras de Dados Trimestrais (Ano Civil). Estrutura das Planilhas Os dados podem aparecer nas cores verde, azul, preto e amarelo. Em verde estão os dados que são oriundos do Modelo Financeiro. Em azul estão os dados de entrada digitados. Em preto estão dados calculados por fórmulas na própria Interface Regulatória. Em amarelo estão os dados que são oriundos de outros módulos da Interface Regulatória. Lógicas Básicas de Modelagem A modelagem regulatória do Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões foi desenvolvida de forma a reproduzir as regras e metodologias vigentes. 332

333 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões ANEXO - MÓDULO REGULATÓRIO O módulo regulatório é a parte principal da interface regulatória, concentrando todos os cálculos e projeções. Estes cálculos são realizados conforme o regramento vigente. É responsável por fazer a interação com a Modelagem Financeira. Abaixo segue o detalhamento de cada tópico especificando a finalidade de cada um dentro da modelagem. Reajustes e Revisões Tarifárias Consiste na saída de dados para utilização no Modelo Financeiro. Link Para o Regulatório Consiste na entrada de dados oriundos do Modelo Financeiro para alimentar a interface regulatória. Indicadores Econômicos onsiste no link de dados entre o Módulo de ndicadores (aba N ) e o Módulo Regulatório. 333

334 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Resumo Regulatório Tópico que apresenta o resumo das projeções de eventos tarifários realizadas. Receita Verificada Consiste no cálculo da Receita Verificada, que é o primeiro passo para construção do evento tarifário. Parcela A Este Tópico consiste no consolidador do cálculo da Parcela A. Ele utiliza dados dos módulos de Encargos Setoriais, Transporte de Energia e Compra de Energia, que são linkados através de seus respectivos tópicos. O cálculo segue o regramento vigente do setor e as premissas de projeção são mais bem explicadas nos respectivos módulos. Parcela B Reajuste Tarifário Este tópico, embora realize o cálculo para todos os anos, é utilizado para determinar o valor da Parcela B nos anos de Reajuste Tarifário. O cálculo segue o regramento vigente do setor. Parcela B Revisão Tarifária Este tópico, embora realize o cálculo para todos os anos, é utilizado para determinar o valor da Parcela B nos anos de Revisão Tarifária. O cálculo parte de premissas explicadas no anexo do plano. Financeiros Consiste no cálculo dos itens financeiros repassados nas tarifas, conforme regulamentação específica, e o tratamento do fluxo dos mesmos. Outras Receitas Consiste no cálculo das outras receitas operacionais. Resumo Encargos Setoriais Tópico de link com o Módulo de Encargos Setoriais, traz o resultado dos cálculos deste módulo. Resumo Transporte de Energia Tópico de link com o Módulo de Transporte de Energia, traz o resultado dos cálculos deste módulo. 334

335 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Resumo Compra de Energia Tópico de link com o Módulo de Compra de Energia, traz o resultado dos cálculos deste módulo. Resumo Mercado Tópico que consiste na consolidação e agrupamento dos dados relativos ao Mercado da distribuidora, utilizado para subsidiar os demais cálculos que utilizam dados de Mercado. Resumo Opex, Capex e Perdas Tópico que consiste na consolidação e agrupamento dos dados relativos a Capex, Opex e Perdas, utilizado para subsidiar os demais cálculos que utilizam destes dados. 335

336 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões ANEXO - MÓDULO DE TRANSPORTE O Módulo de Transporte é responsável por realizar os cálculos e projeções relativos aos custos de transporte da distribuidora. Abaixo segue o detalhamento de cada tópico especificando a finalidade de cada um dentro da modelagem. Indicadores Econômicos Consiste no link de dados entre o Tópico de Indicadores Econômicos do Módulo Regulatório e o Módulo de Transporte. Estes indicadores são utilizados para a projeção. Resumo Transporte de Energia Consiste no tópico de agrupamento e consolidação dos cálculos de Transporte que farão link com o Módulo Regulatório. Rede Básica Tópico de cálculo dos custos de Rede Básica e da reprodução do valor de reconhecimento tarifário. Realiza as projeções dos montantes contratados e das tarifas de Rede Básica. CUSD Tópico de cálculo dos custos de Uso dos Sistemas de Distribuição e da reprodução do valor de reconhecimento tarifário. Realiza as projeções dos montantes contratados e das tarifas de uso distribuição. Outros Custos de Transporte Consiste nos cálculos e projeções dos demais itens de transporte de energia. 336

337 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Dados de Mercado para Projeção do Uso Tópico com link de dados para os dados de Mercado presentes no Módulo Regulatório. É utilizado para projeção dos montantes de uso contratados. 337

338 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões ANEXO - MÓDULO DE ENCARGOS SETORIAIS O Módulo de Encargos Setoriais é responsável por realizar os cálculos e projeções relativos aos custos de encargos setoriais da distribuidora. Indicadores Econômicos Consiste no link de dados entre o Tópico de Indicadores Econômicos do Módulo Regulatório e o Módulo de Encargos Setoriais. Estes indicadores são utilizados para a projeção. Resumo Encargos Setoriais Consiste no tópico de agrupamento e consolidação dos cálculos de Encargos Setoriais que farão link com o Módulo Regulatório. Encargos Setoriais Consiste nos cálculos e projeções dos encargos setoriais e da reprodução do valor de reconhecimento tarifário. 338

339 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões No módulo. ANEXO - MÓDULO DE COMPRA DE ENERGIA Indicadores Econômicos Consiste no link de dados entre o Tópico de Indicadores Econômicos do Módulo Regulatório e o Módulo de Compra de Energia. Estes indicadores são utilizados para a projeção. Resumo Compra de Energia Consiste no tópico de agrupamento e consolidação dos cálculos de Compra de Energia que farão link com o Módulo Regulatório. Compra de Energia CCEAR Energia Velha Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos CCEARs de Energia Velha e com as projeções de preço para estes contratos. Compra de Energia CCEAR Energia Nova Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos CCEARs de Energia Nova e com as projeções de preço para estes contratos. Compra de Energia CCEAR Geração Distribuída Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos CCEARs de Geração Distribuída e com as projeções de preço para estes contratos. 339

340 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Compra de Energia CCEAR Leilão de Ajuste Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos CCEARs de Leilão de Ajuste e com as projeções de preço para estes contratos. Compra de Energia Bilaterais com Terceiros Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos contratos Bilaterais com Terceiros e com as projeções de preço para estes contratos. Compra de Energia Bilaterais com Partes Relacionadas Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos contratos Bilaterais com Partes Relacionadas e com as projeções de preço para estes contratos. Compra de Energia Outros Contratos Consiste nos cálculos e projeções dos outros contratos de Compra de Energia. Preço de Repasse Excepcional Este tópico permite a consideração de eventuais tratamentos excepcionais que possam ocorrer no preço de repasse de Compra de Energia. 340

341 Enersul - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões ANEXO - MÓDULO DE INDICADORES O módulo de indicadores é responsável pela integração com os indicadores mensais do Módulo Financeiro e cálculo dos seus correspondentes para o ano tarifário de cada distribuidora. Cenário Macroeconômico Mensal Consiste na entrada de dados oriundos do Modelo Financeiro para alimentar a interface regulatória. Indicadores Econômicos Consiste no cálculo dos indicadores econômicos para os anos tarifários e na saída de dados para os demais módulos da interface regulatória. 341

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL Audiência Pública nº47 Data: 27/08/2015 Concessão: Bandeirante Cidade: São José dos Campos/SP AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL PRINCIPAIS COMPETÊNCIAS SOMOS RESPONSÁVEIS PELA... Regulação Mediação

Leia mais

Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Celtins SETEMBRO DE 2013 1 Sumário 1. Introdução...04 2. Processos de Recuperação Judicial, Intervenção e Aquisição...06 3. Caracterização da

Leia mais

Audiência Pública ANEEL nº 001/2013. 3ª Revisão Tarifária Periódica 01/03/2013

Audiência Pública ANEEL nº 001/2013. 3ª Revisão Tarifária Periódica 01/03/2013 Centrais Elétricas Matogrossenses S.A. Audiência Pública ANEEL nº 001/2013 3ª Revisão Tarifária Periódica 01/03/2013 A Concessão 903.358 km 2 Área da Concessão 05 Dez 1997 Privatização 11 Dez 2027 Prazo

Leia mais

Grupo Energisa Apresentação Institucional 2º trimestre de 2014

Grupo Energisa Apresentação Institucional 2º trimestre de 2014 Grupo Energisa Apresentação Institucional 2º trimestre de 2014 Apresentação Grupo Energisa Aspectos Técnicos e Comerciais Aspectos financeiros Crescimento 2 Grupo Energisa 3 Aquisição do Grupo Rede Em

Leia mais

Monitoramento da Qualidade do Serviço no Brasil Visão do Órgão Regulador

Monitoramento da Qualidade do Serviço no Brasil Visão do Órgão Regulador Monitoramento da Qualidade do Serviço no Brasil Visão do Órgão Regulador 4º Congreso Internacional de Supervisión del Servicio Eléctrico Romeu Donizete Rufino Diretor-Geral da ANEEL 27 de novembro de 2014

Leia mais

POR DENTRO DA CONTA DE LUZ DA ENERGISA BORBOREMA

POR DENTRO DA CONTA DE LUZ DA ENERGISA BORBOREMA POR DENTRO DA CONTA DE LUZ DA ENERGISA BORBOREMA Quem é a Energisa Borborema S/A? A distribuidora Energisa Borborema S/A é a antiga Companhia Energética da Borborema (CELB). Criada em 1963, foi privatizada

Leia mais

POR DENTRO DA CONTA DE LUZ DA AMPLA. 2ª Edição

POR DENTRO DA CONTA DE LUZ DA AMPLA. 2ª Edição POR DENTRO DA CONTA DE LUZ DA AMPLA 2ª Edição Quem é a AMPLA? A distribuidora Ampla Energia e Serviços S/A foi criada em setembro de 2004, em substituição à Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro

Leia mais

Ricardo Vidinich Superintendente de Regulação da Comercialização da Eletricidade SRC. 22 de setembro de 2008 Brasília DF

Ricardo Vidinich Superintendente de Regulação da Comercialização da Eletricidade SRC. 22 de setembro de 2008 Brasília DF Ricardo Vidinich Superintendente de Regulação da Comercialização da Eletricidade SRC 22 de setembro de 2008 Brasília DF Agentes setoriais SETOR GERAÇÃO concessão (serviço público e uso do bem público -

Leia mais

POR DENTRO DA CONTA DE LUZ DA COPEL

POR DENTRO DA CONTA DE LUZ DA COPEL POR DENTRO DA CONTA DE LUZ DA COPEL Quem é a Companhia Paranaense de Energia (COPEL)? A distribuidora Companhia Paranaense de Energia (COPEL), criada em 1954, tem 2,68 milhões de unidades consumidoras

Leia mais

Audiência Pública ANEEL n 038/2012 3ª Revisão Tarifária Periódica 14/06/2012

Audiência Pública ANEEL n 038/2012 3ª Revisão Tarifária Periódica 14/06/2012 Audiência Pública ANEEL n 038/2012 3ª Revisão Tarifária Periódica 14/06/2012 1 - Institucional Criada em 31 de agosto de 1960, através da Lei Estadual 2023/60. Privatizada em 09 de julho de 1998. Controle

Leia mais

Associação de Reguladores de Energia dos Países de Língua Oficial Portuguesa

Associação de Reguladores de Energia dos Países de Língua Oficial Portuguesa II Conferência RELOP Associação de Reguladores de Energia dos Países de Língua Oficial Portuguesa AES SUL - Concessionária de Distribuição de Energia Elétrica da Região Sul do Brasil Estratégias Empresariais:

Leia mais

Avaliação da Agência Reguladora sobre as interrupções na prestação de serviços

Avaliação da Agência Reguladora sobre as interrupções na prestação de serviços Seminario internacional ENERGIA ELÉTRICA Avaliação da Agência Reguladora sobre as interrupções na prestação de serviços Nelson José Hübner Moreira Diretor-Geral ANEEL São Paulo, SP Maio/2010 Papéis Institucionais

Leia mais

Tarifas de energia elétrica no Brasil 27/05/2011 1 Diminuir a disparidade entre tarifas de Energia Elétrica no Brasil No Brasil o custo da energia elétrica nos estados de baixa densidade populacional e

Leia mais

INDICADOR DE DESEMPENHO GLOBAL DAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELÉTRICA. Thiago Costa M. Caldeira Especialista em Regulação da ANEEL

INDICADOR DE DESEMPENHO GLOBAL DAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELÉTRICA. Thiago Costa M. Caldeira Especialista em Regulação da ANEEL Thiago Costa M. Caldeira Especialista em Regulação da ANEEL 1 CONTEXTO -Percepção da opinião pública de queda na qualidade do serviço -Desempenho bastante divergente na prestação do serviço -Intervenção

Leia mais

Rede Energia S/A Em Recuperação Judicial Resultados do 1º semestre de 2014 - Reapresentação

Rede Energia S/A Em Recuperação Judicial Resultados do 1º semestre de 2014 - Reapresentação Rede Energia S/A Em Recuperação Judicial Resultados do 1º semestre de 2014 - Reapresentação Cataguases, 25 de agosto de 2014 A Administração da Rede Energia S/A Em Recuperação Judicial ( Rede Energia ou

Leia mais

Investimentos da AES Brasil crescem 32% e atingem R$ 641 milhões nos primeiros nove meses do ano

Investimentos da AES Brasil crescem 32% e atingem R$ 641 milhões nos primeiros nove meses do ano Investimentos da AES Brasil crescem 32% e atingem R$ 641 milhões nos primeiros nove meses do ano Valor faz parte de plano de investimentos crescentes focado em manutenção, modernização e expansão das operações

Leia mais

DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS REGULATÓRIAS. Período findo em 31 de Dezembro de 2011, 2010 e 2009. Valores expressos em milhares de reais

DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS REGULATÓRIAS. Período findo em 31 de Dezembro de 2011, 2010 e 2009. Valores expressos em milhares de reais DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS REGULATÓRIAS Período findo em 31 de Dezembro de 2011, 2010 e 2009. Valores expressos em milhares de reais SUMÁRIO Demonstrações Contábeis Regulatórias Balanços Patrimoniais Regulatórios...3

Leia mais

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 345, DE 16 DE DEZEMBRO DE 2008

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 345, DE 16 DE DEZEMBRO DE 2008 AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 345, DE 16 DE DEZEMBRO DE 2008 (*) Vide alterações e inclusões no final do texto. Relatório Voto Módulos Acesso ao Texto Atualizado Aprova

Leia mais

11.1. INFORMAÇÕES GERAIS

11.1. INFORMAÇÕES GERAIS ASPECTOS 11 SOCIOECONÔMICOS 11.1. INFORMAÇÕES GERAIS O suprimento de energia elétrica tem-se tornado fator indispensável ao bem-estar social e ao crescimento econômico do Brasil. Contudo, é ainda muito

Leia mais

POR DENTRO DA CONTA DE LUZ DA CELESC

POR DENTRO DA CONTA DE LUZ DA CELESC POR DENTRO DA CONTA DE LUZ DA CELESC Quem é a CELESC S/A? A distribuidora Centrais Elétricas de Santa Catarina Distribuição (CELESC Distribuição S/A) criada em dezembro de 1955, atende a 1.678.629 unidades

Leia mais

Em junho de 2012, foi apresentado o plano de recuperação judicial.

Em junho de 2012, foi apresentado o plano de recuperação judicial. REFRIGERAÇÃO CAPITAL LTDA. EM RECUPERAÇÃO JUDICIAL PROPOSTA DE ALTERAÇÃO DO PLANO DE RECUPERAÇÃO JUDICIAL PROCESSO Nº 001/1.12.0063163-4 CNJ: 0080710-28.2012.8.21.0001 VARA DE DIREITO EMPRESARIAL, RECUPERAÇÃO

Leia mais

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL RESOLUÇÃO NORMATIVA N o, DE DE DE 2009 Estabelece a metodologia de cálculo e os procedimentos do repasse final da Energia Livre após o encerramento do prazo

Leia mais

Por dentro da conta de luz da COMPANHIA ESTADUAL DE ENERGIA ELÉTRICA DO RIO GRANDE DO SUL

Por dentro da conta de luz da COMPANHIA ESTADUAL DE ENERGIA ELÉTRICA DO RIO GRANDE DO SUL Por dentro da conta de luz da COMPANHIA ESTADUAL DE ENERGIA ELÉTRICA DO RIO GRANDE DO SUL APRESENTAÇÃO DA DISTRIBUIDORA A Companhia Estadual de Energia Elétrica do Rio Grande do Sul (CEEE), criada há 60

Leia mais

Gestão dos Negócios. Desempenho da Economia. Consumo de Energia Elétrica GWh

Gestão dos Negócios. Desempenho da Economia. Consumo de Energia Elétrica GWh Desempenho da Economia Em 2005, o PIB do Brasil teve crescimento de 2,6 %, segundo estimativas do Banco Central. A taxa de desemprego registrou leve recuo, cedendo de 10,2 % em janeiro/05 para 9,6 % em

Leia mais

QUEM É A RIO GRANDE ENERGIA S/A (RGE)?

QUEM É A RIO GRANDE ENERGIA S/A (RGE)? RGE QUEM É A RIO GRANDE ENERGIA S/A (RGE)? A distribuidora Rio Grande Energia S/A (RGE) resulta da cisão da Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE), controlada pelo Governo do Estado do Rio Grande

Leia mais

REDE ENERGIA S.A. Em Recuperação Judicial. Companhia Aberta. CNPJ n.º 61.584.140/0001-49 NIRE 35.300.029.780 PROPOSTA DA ADMINISTRAÇÃO

REDE ENERGIA S.A. Em Recuperação Judicial. Companhia Aberta. CNPJ n.º 61.584.140/0001-49 NIRE 35.300.029.780 PROPOSTA DA ADMINISTRAÇÃO REDE ENERGIA S.A. Em Recuperação Judicial Companhia Aberta CNPJ n.º 61.584.140/0001-49 NIRE 35.300.029.780 São Paulo, 23 de abril de 2013. Aos Srs. Acionistas da REDE ENERGIA S.A. Em Recuperação Judicial.

Leia mais

Número 134 Maio de 2014. As tarifas de energia elétrica no Brasil: inventário do 3º ciclo de revisão tarifária e os efeitos sobre o setor

Número 134 Maio de 2014. As tarifas de energia elétrica no Brasil: inventário do 3º ciclo de revisão tarifária e os efeitos sobre o setor Número 134 Maio de 2014 As tarifas de energia elétrica no Brasil: inventário do 3º ciclo de revisão tarifária e os efeitos sobre o setor As tarifas de energia elétrica no Brasil: inventário do 3º ciclo

Leia mais

COMITÊ DE PRONUNCIAMENTOS CONTÁBEIS ORIENTAÇÃO TÉCNICA OCPC 08

COMITÊ DE PRONUNCIAMENTOS CONTÁBEIS ORIENTAÇÃO TÉCNICA OCPC 08 COMITÊ DE PRONUNCIAMENTOS CONTÁBEIS ORIENTAÇÃO TÉCNICA OCPC 08 Reconhecimento de Determinados Ativos ou Passivos nos relatórios Contábil-Financeiros de Propósito Geral das Distribuidoras de Energia Elétrica

Leia mais

Procedimentos de Distribuição PRODIST: destaques, inovações e a importância para o setor elétrico brasileiro

Procedimentos de Distribuição PRODIST: destaques, inovações e a importância para o setor elétrico brasileiro Título Procedimentos de Distribuição PRODIST: destaques, inovações e a importância para o setor elétrico brasileiro Nº de Registro (Resumen) 215 Empresa o Entidad Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL/Brasil

Leia mais

ANEEL e perspectivas para o

ANEEL e perspectivas para o ANEEL e perspectivas para o setor Elétrico no Brasil BRITCHAM BRASIL Rio de Janeiro, julho de 9 Nelson Hubner Diretor-Geral Missão da ANEEL: Promover o equilíbrio entre consumidores, agentes regulados

Leia mais

Aspectos Econômico- Financeiros do Setor Elétrico Visão do Regulador

Aspectos Econômico- Financeiros do Setor Elétrico Visão do Regulador XVIII ENCONSEL Aspectos Econômico- Financeiros do Setor Elétrico Visão do Regulador Canela-RS Novembro de 2002 José Mário Miranda Abdo Diretor-Geral Aspectos Econômico-financeiros do Setor Elétrico Visão

Leia mais

Resultados 3T11. Teleconferência de Resultados 18 de Novembro de 2011

Resultados 3T11. Teleconferência de Resultados 18 de Novembro de 2011 Resultados 3T11 Teleconferência de Resultados 18 de Novembro de 2011 Agenda Perfil Coelce e Conquistas 1 Mercado de Energia 2 Resultados Operacionais 3 Resultados Econômico-Financeiros 4 Perguntas e Respostas

Leia mais

O desempenho financeiro das distribuidoras de energia elétrica e o processo de revisão tarifária periódica

O desempenho financeiro das distribuidoras de energia elétrica e o processo de revisão tarifária periódica 56 Capítulo IV O desempenho financeiro das distribuidoras de energia elétrica e o processo de revisão tarifária periódica Por Nivalde J. de Castro, Roberto Brandão e Luiz Ozório* O processo de revisão

Leia mais

Qualidade da energia elétrica no Brasil

Qualidade da energia elétrica no Brasil Qualidade da energia elétrica no Brasil Luiz Henrique Capeli Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL Luanda 30 de maio de 2013 Agenda Qualidade da Energia Elétrica Evolução da Regulamentação Qualidade

Leia mais

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL GE Distributed Power Jose Renato Bruzadin Sales Manager Brazil T +55 11 2504-8829 M+55 11 99196-4809 Jose.bruzadini@ge.com São Paulo, 11 de Julho de 2014 NOME DA INSTITUIÇÃO: GE Distributed Power AGÊNCIA

Leia mais

Entenda a Indústria de Energia Elétrica

Entenda a Indústria de Energia Elétrica ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE DISTRIBUIDORES DE ENERGIA ELÉTRICA Entenda a Indústria de Energia Elétrica Módulo 4 transmissão Entenda a Indústria de Energia Elétrica Módulo 4 5 O transporte da energia elétrica:

Leia mais

Concessões de Geração, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica: Perguntas e Respostas

Concessões de Geração, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica: Perguntas e Respostas Concessões de Geração, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica: Perguntas e Respostas Perguntas mais frequentes sobre o marco institucional das Concessões Vincendas de Energia Elétrica Setembro

Leia mais

Nota Técnica nº 049/2003-SRD/ANEEL Em 04 de dezembro de 2003

Nota Técnica nº 049/2003-SRD/ANEEL Em 04 de dezembro de 2003 Nota Técnica nº 049/2003-SRD/ANEEL Em 04 de dezembro de 2003 Assunto: Reajuste das Tarifas de uso dos sistemas de distribuição da empresa Boa Vista Energia S/A - Boa Vista. I DO OBJETIVO Esta nota técnica

Leia mais

Direitos e Deveres dos Consumidores Residenciais de Energia Elétrica

Direitos e Deveres dos Consumidores Residenciais de Energia Elétrica Encontro do Conselho de Consumidores da AES Eletropaulo (Conselpa) e Conselho Coordenador das Associações Amigos de Bairros, Vilas e Cidades de SP (Consabesp). Direitos e Deveres dos Consumidores Residenciais

Leia mais

Nota Técnica n 29/2014-SRC/ANEEL. Em 03 de julho de 2014.

Nota Técnica n 29/2014-SRC/ANEEL. Em 03 de julho de 2014. Nota Técnica n 29/2014-SRC/ANEEL Em 03 de julho de 2014. Processo: 48500.001835/2014-86 Assunto: Regulamentação de critérios para a concessão de descontos na tarifa. I. DO OBJETIVO 1. A presente Nota Técnica

Leia mais

Estrutura Populacional e Indicadores socioeconômicos

Estrutura Populacional e Indicadores socioeconômicos POPULAÇÃO BRASILEIRA Estrutura Populacional e Indicadores socioeconômicos Desde a colonização do Brasil o povoamento se concentrou no litoral do país. No início do século XXI, a população brasileira ainda

Leia mais

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA Nº 1.512, DE 16 DE ABRIL DE 2013.

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA Nº 1.512, DE 16 DE ABRIL DE 2013. AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA Nº 1.512, DE 16 DE ABRIL DE 2013. Homologa o resultado da terceira Revisão Tarifária Periódica RTP da Companhia Energética do Rio Grande

Leia mais

São Paulo, 28 de abril de 2006. Ref.: Contribuição à Consulta Pública Plano Decenal de Energia Elétrica PDEE 2006/2015

São Paulo, 28 de abril de 2006. Ref.: Contribuição à Consulta Pública Plano Decenal de Energia Elétrica PDEE 2006/2015 São Paulo, 28 de abril de 2006 CT/301/2006 Excelentíssimo Senhor Silas Rondeau Ministério de Minas e Energia Brasília DF CC: Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético

Leia mais

INDICADORES FINANCEIROS

INDICADORES FINANCEIROS Relatório 2014 Um Olhar para o Futuro DESEMPENHO ECONÔMICO ECONÔMICA www.fibria.com.br/r2014/desempenho-economico/ 126 INDICADORES FINANCEIROS A Fibria encerrou 2014 com lucro líquido de R$ 163 milhões,

Leia mais

ANEXO III. Nota Técnica nº 250/2007-SRE/ANEEL Brasília, 21 de agosto de 2007 METODOLOGIA E CÁLCULO DO FATOR X

ANEXO III. Nota Técnica nº 250/2007-SRE/ANEEL Brasília, 21 de agosto de 2007 METODOLOGIA E CÁLCULO DO FATOR X ANEXO III Nota Técnica nº 250/2007-SRE/ANEEL Brasília, 2 de agosto de 2007 METODOLOGIA E CÁLCULO DO FATOR X ANEXO III Nota Técnica n o 250/2007 SRE/ANEEL Em 2 de agosto de 2007. Processo nº 48500.004295/2006-48

Leia mais

Tipo/Nº do Documento: Data: Origem: Vigência: Resolução Homologatória nº1576 30/07/2013 ANEEL 07/08/2013

Tipo/Nº do Documento: Data: Origem: Vigência: Resolução Homologatória nº1576 30/07/2013 ANEEL 07/08/2013 LEGISLAÇÃO COMERCIAL Assunto: Homologa o resultado da sexta Revisão Tarifária Periódica RTP da Escelsa. Tipo/Nº do Documento: Data: Origem: Vigência: Resolução Homologatória nº1576 30/07/2013 ANEEL 07/08/2013

Leia mais

Valor Setorial Energia (Valor Econômico) 15/04/2015 Mudanças aumentam atratividade

Valor Setorial Energia (Valor Econômico) 15/04/2015 Mudanças aumentam atratividade Valor Setorial Energia (Valor Econômico) 15/04/2015 Mudanças aumentam atratividade Duas importantes medidas foram anunciadas no fim de março pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para tornar

Leia mais

Cenário Macroeconômico

Cenário Macroeconômico INSTABILIDADE POLÍTICA E PIORA ECONÔMICA 24 de Março de 2015 Nas últimas semanas, a instabilidade política passou a impactar mais fortemente o risco soberano brasileiro e o Real teve forte desvalorização.

Leia mais

EARNINGS RELEASE 2008 e 4T08 Cemig D

EARNINGS RELEASE 2008 e 4T08 Cemig D EARNINGS RELEASE 2008 e 4T08 Cemig D (Em milhões de reais, exceto se indicado de outra forma) --------- Lucro do Período A Cemig Distribuição apresentou, no exercício de 2008, um lucro líquido de R$709

Leia mais

Resultados do 1T15 Maio, 2015

Resultados do 1T15 Maio, 2015 Resultados do Maio, 2015 Destaques Operacional e Qualidade do Serviço Redução de 0,83 p.p. nas perdas totais no vs., totalizando 9,3% FEC de 3,21 vezes, 26,5% menor do que no ; DEC de 9,08 horas, 7,8%

Leia mais

R E L A T Ó R I O D E A N Á L I S E D A S C O N T R I B U I Ç Õ E S R E C E B I D A S N A A P 0 62/ 2 0 1 3

R E L A T Ó R I O D E A N Á L I S E D A S C O N T R I B U I Ç Õ E S R E C E B I D A S N A A P 0 62/ 2 0 1 3 Nota Técnica nº 408/2013-SRE/ANEEL Em 30 de agosto de 2013. Nota Técnica nº 408/2013-SRE /ANEEL Brasília, 30 de agosto 2013 R E L A T Ó R I O D E A N Á L I S E D A S C O N T R I B U I Ç Õ E S R E C E B

Leia mais

O IBGE divulgou a pouco o primeiro prognóstico para a safra de 2011: www.ibge.gov.br Em 2011, IBGE prevê safra de grãos 2,8% menor que a de 2010

O IBGE divulgou a pouco o primeiro prognóstico para a safra de 2011: www.ibge.gov.br Em 2011, IBGE prevê safra de grãos 2,8% menor que a de 2010 O IBGE divulgou a pouco o primeiro prognóstico para a safra de 2011: www.ibge.gov.br Em 2011, IBGE prevê safra de grãos 2,8% menor que a de 2010 O IBGE realizou, em outubro, o primeiro prognóstico para

Leia mais

POR DENTRO DA CONTA DE LUZ DA CPFL PIRATININGA 2ª EDIÇÃO

POR DENTRO DA CONTA DE LUZ DA CPFL PIRATININGA 2ª EDIÇÃO POR DENTRO DA CONTA DE LUZ DA CPFL PIRATININGA 2ª EDIÇÃO QUEM É A CPFL PIRATININGA? A Companhia Piratininga de Força e Luz S/A (CPFL Piratininga) é uma das empresas do grupo CPFL Energia S/A, que atua

Leia mais

CRESCIMENTO DO AGRONEGÓCIO SEGUE FIRME NO ANO

CRESCIMENTO DO AGRONEGÓCIO SEGUE FIRME NO ANO CRESCIMENTO DO AGRONEGÓCIO SEGUE FIRME NO ANO O Produto Interno Bruto (PIB) do agronegócio brasileiro estimado pela Confederação da Agricultura e Pecuária do Brasil (CNA) e pelo Centro de Estudos Avançados

Leia mais

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 531, DE 21 DE DEZEMBRO DE 2012.

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 531, DE 21 DE DEZEMBRO DE 2012. AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 531, DE 21 DE DEZEMBRO DE 2012. Altera a metodologia de cálculo das garantias financeiras associadas ao mercado de curto prazo, estabelece

Leia mais

É CORRETO afirmar que essa modalidade de desemprego é conseqüência. A) da adoção de novas tecnologias de produção e gerenciamento industrial.

É CORRETO afirmar que essa modalidade de desemprego é conseqüência. A) da adoção de novas tecnologias de produção e gerenciamento industrial. PROVA DE GEOGRAFIA QUESTÃO 09 Parcela considerável do desemprego que se verifica, atualmente, no mundo, está associada a mudanças estruturais na economia é o denominado desemprego estrutural. É CORRETO

Leia mais

Ministério de Minas e Energia Consultoria Jurídica

Ministério de Minas e Energia Consultoria Jurídica Ministério de Minas e Energia Consultoria Jurídica LEI N o 8.631, DE 4 DE MARÇO DE 1993. Dispõe sobre a fixação dos níveis das tarifas para o serviço público de energia elétrica, extingue o regime de remuneração

Leia mais

Gerenciamento de Energia

Gerenciamento de Energia Gerenciamento de Energia Mapa do Cenário Brasileiro Capacidade total de quase 88.500MW; Geração de 82.000MW; Transmissão de 80.000Km maiores que 230kV; mais de 530 usinas e subestações; 47 milhões de consumidores.

Leia mais

Agenda Regulatória ANEEL 2014/2015 - Destaques

Agenda Regulatória ANEEL 2014/2015 - Destaques Agenda Regulatória ANEEL 2014/2015 - Destaques Carlos Alberto Mattar Superintendente - SRD 13 de março de 2014 Rio de Janeiro - RJ Sumário I. Balanço 2013 II. Pautas para GTDC - 2014 III. Principais audiências

Leia mais

LINHAS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA LTE

LINHAS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA LTE LINHAS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA LTE Aula 1 Conhecendo o Setor Elétrico Brasileiro Aula 1: Conhecendo o Setor Elétrico Brasileiro Prof. Fabiano F. Andrade 2011 Tópicos da Aula Histórico do Ambiente Regulatório

Leia mais

A Influência da Metodologia de Regulação nos Indicadores de Continuidade DEC e FEC

A Influência da Metodologia de Regulação nos Indicadores de Continuidade DEC e FEC 1 A Influência da Metodologia de Regulação nos Indicadores de Continuidade DEC e FEC Mauren Pomalis Coelho da Silva, Roberto Chouhy Leborgne, Elton Rossini Resumo Este trabalho teve como objetivo fazer

Leia mais

POR DENTRO DA CONTA DE LUZ DA COELBA

POR DENTRO DA CONTA DE LUZ DA COELBA POR DENTRO DA CONTA DE LUZ DA COELBA MISSÃO DA ANEEL PROPORCIONAR CONDIÇÕES FAVORÁVEIS PARA QUE O MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA SE DESENVOLVA COM EQUILÍBRIO ENTRE OS AGENTES E EM BENEFÍCIO DA SOCIEDADE.

Leia mais

5. O Ofício nº 0385/2012-SRD/ANEEL, de 01/11/2012, solicitou esclarecimentos sobre os dados enviados pela ENERSUL por meio da carta supracitada.

5. O Ofício nº 0385/2012-SRD/ANEEL, de 01/11/2012, solicitou esclarecimentos sobre os dados enviados pela ENERSUL por meio da carta supracitada. Nota Técnica n 0182/2012-SRD/ANEEL Em 10 de dezembro de 2012. Processo nº: 48500.003435/2012-43 Assunto: Apuração das perdas na distribuição referentes ao 3º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica da Empresa

Leia mais

Submódulo 1.1 Adesão à CCEE. Módulo 6 Penalidades. Submódulo 6.1 Penalidades de medição e multas

Submódulo 1.1 Adesão à CCEE. Módulo 6 Penalidades. Submódulo 6.1 Penalidades de medição e multas Submódulo 1.1 Adesão à CCEE Módulo 6 Penalidades Submódulo 6.1 Penalidades de medição Revisão 1.0 Vigência 16/10/2012 1 ÍNDICE 1. INTRODUÇÃO 2. OBJETIVO 3. PREMISSAS 4. LISTA DE DOCUMENTOS 5. FLUXO DE

Leia mais

CONTRIBUIÇÃO DA ELETROSUL CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 014/2011

CONTRIBUIÇÃO DA ELETROSUL CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 014/2011 CONTRIBUIÇÃO DA ELETROSUL CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 014/2011 A ELETROSUL analisou a proposta da ANEEL para a regulamentação das instalações destinadas a interligações internacionais,

Leia mais

Brasil e suas Organizações políticas e administrativas. Brasil Atual 27 unidades político-administrativas 26 estados e distrito federal

Brasil e suas Organizações políticas e administrativas. Brasil Atual 27 unidades político-administrativas 26 estados e distrito federal Brasil e suas Organizações políticas e administrativas GEOGRAFIA Em 1938 Getúlio Vargas almejando conhecer o território brasileiro e dados referentes a população deste país funda o IBGE ( Instituto Brasileiro

Leia mais

Em resumo, tarifa de energia elétrica dos consumidores cativos é, de forma um pouco mais detalhada, constituída por:

Em resumo, tarifa de energia elétrica dos consumidores cativos é, de forma um pouco mais detalhada, constituída por: A Tarifa de Energia O que é a tarifa de energia? Simplificadamente, a tarifa de energia é o preço cobrado por unidade de energia (R$/kWh). Em essência, é de se esperar que o preço da energia elétrica seja

Leia mais

Metodologia para o Terceiro Ciclo de Revisão Tarifária

Metodologia para o Terceiro Ciclo de Revisão Tarifária AP040/2010 Metodologia para o Terceiro Ciclo de Revisão Tarifária Claudio Sales - Presidente Dezembro/2010 Avaliação da proposta metodológica A contribuição do Instituto Acende Brasil aborda dois componentes

Leia mais

Receita Operacional Líquida no trimestre de R$ 1.559,7 milhões (+7,0%) e acumulada de R$ 5.656,2 milhões (+11,3%)

Receita Operacional Líquida no trimestre de R$ 1.559,7 milhões (+7,0%) e acumulada de R$ 5.656,2 milhões (+11,3%) Resultados 4º Trimestre e Acumulado 2006 Web Conference Xx de Março de 2007 Erik Breyer Diretor Financeiro e de Relações com Investidores DESTAQUES Receita Operacional Líquida no trimestre de R$ 1.559,7

Leia mais

Não Aceita 4. Contribuições Recebidas Contribuição: ABRADEE Justificativa Avaliação ANEEL: Parcialmente Aceita Art. 1º

Não Aceita 4. Contribuições Recebidas Contribuição: ABRADEE Justificativa Avaliação ANEEL: Parcialmente Aceita Art. 1º COMPLEMENTO AO Anexo I da Nota Técnica n o Nota Técnica no 077/2015-SRM-SRD-SRG-SGT-SFF-SCG/ANEEL de 08/05/2015 (Análise de contribuições que não constaram do RAC Minuta de Resolução, Anexo I da NT 08/05/2015)

Leia mais

PERGUNTAS E RESPOSTAS SOBRE TARIFAS DAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELÉTRICA

PERGUNTAS E RESPOSTAS SOBRE TARIFAS DAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELÉTRICA PERGUNTAS E RESPOSTAS SOBRE TARIFAS DAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELÉTRICA PERGUNTAS E RESPOSTAS SOBRE TARIFAS DAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELÉTRICA Brasília, DF 2007 Agência Nacional de Energia Elétrica

Leia mais

Contribuição à Audiência 065/2008

Contribuição à Audiência 065/2008 Contribuição à Audiência 065/2008 Revisão da Resolução Normativa n 57/2004, que trata das metas e condições de atendimento das centrais de teleatendimento (CTA) 09/02/2009 APRESENTAÇÃO 1. O SINERGIA CUT

Leia mais

Consulta Pública nº 007/2012. Melhoria da regulamentação sobre expurgos associados aos indicadores de continuidade

Consulta Pública nº 007/2012. Melhoria da regulamentação sobre expurgos associados aos indicadores de continuidade Consulta Pública nº 007/2012 Melhoria da regulamentação sobre expurgos associados aos indicadores de continuidade Contribuições do Grupo CPFL Energia Página 1 de 24 A) Proposta para aprimoramento da metodologia

Leia mais

VI ENCONTRO NACIONAL DA ABRAPCH A importância da Geração Distribuída num momento de crise energética

VI ENCONTRO NACIONAL DA ABRAPCH A importância da Geração Distribuída num momento de crise energética VI ENCONTRO NACIONAL DA ABRAPCH A importância da Geração Distribuída num momento de crise energética Copel Distribuição S.A Vlademir Daleffe 25/03/2015 1 VI ENCONTRO NACIONAL DA ABRAPCH 1. Composição tarifária

Leia mais

PROPOSTA PARA O AVANÇO DO MODELO DE GESTÃO DA SABESP

PROPOSTA PARA O AVANÇO DO MODELO DE GESTÃO DA SABESP ASSOCIAÇÃO DOS PROFISSIONAIS UNIVERSITÁRIOS DA SABESP PROPOSTA PARA O AVANÇO DO MODELO DE GESTÃO DA SABESP OUTUBRO, 2002 ASSOCIAÇÃO DOS PROFISSIONAIS UNIVERSITÁRIOS DA SABESP - APU INTRODUÇÃO A Associação

Leia mais

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA Nº 1.505, DE 5 DE ABRIL DE 2013

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA Nº 1.505, DE 5 DE ABRIL DE 2013 AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA Nº 1.505, DE 5 DE ABRIL DE 2013 Homologa o resultado da terceira Revisão Tarifária Periódica RTP da Empresa Energética de Mato Grosso

Leia mais

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA Nº 1.713, DE 15 DE ABRIL DE 2014.

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA Nº 1.713, DE 15 DE ABRIL DE 2014. AGÊNCIA CIOL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA Nº 1.713, DE 15 DE ABRIL DE 2014. Homologa as Tarifas de Energia TEs e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição TUSDs referentes à Companhia

Leia mais

A G Ê N C I A N A C I O N A L D E E N E R G I A E L É T R I C A. Módulo 7: Estrutura Tarifária das Concessionárias de Distribuição

A G Ê N C I A N A C I O N A L D E E N E R G I A E L É T R I C A. Módulo 7: Estrutura Tarifária das Concessionárias de Distribuição A G Ê N C I A N A C I O N A L D E E N E R G I A E L É T R I C A Módulo 7: Estrutura Tarifária das Concessionárias de Distribuição S u b m ó d u l o 7. 1 P R O C E D I M E N T O S G E R A I S Revisão 1.0

Leia mais

Audiência Pública AP 039/2004 SRE ANEEL SULGIPE

Audiência Pública AP 039/2004 SRE ANEEL SULGIPE Primeira Revisão Tarifária Periódica Companhia Sul Sergipana de Eletricidade SULGIPE Audiência Pública AP 039/2004 SRE ANEEL SULGIPE Manifestação da SULGIPE relativa a Proposta de Revisão Tarifária Periódica

Leia mais

II - Evolução do crédito, da taxa de juros e do spread bancário 1

II - Evolução do crédito, da taxa de juros e do spread bancário 1 II - Evolução do crédito, da taxa de juros e do spread bancário 1 Desde março do ano passado, a partir da reversão das expectativas inflacionárias e do início da retomada do crescimento econômico, os juros

Leia mais

PATACÃO DISTRIBUIDORA DE TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS LTDA.

PATACÃO DISTRIBUIDORA DE TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS LTDA. 1. CONTEXTO OPERACIONAL A Patacão Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários Ltda. ( Distribuidora ) tem como objetivo atuar no mercado de títulos e valores mobiliários em seu nome ou em nome de terceiros.

Leia mais

IMPACTOS DA IMPLANTAÇÃO DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO DOS AGENTES DA CCEE UMA AVALIAÇÃO DO APARATO REGULATÓRIO

IMPACTOS DA IMPLANTAÇÃO DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO DOS AGENTES DA CCEE UMA AVALIAÇÃO DO APARATO REGULATÓRIO Puerto Iguazú Argentina XIII ERIAC DÉCIMO TERCER ENCUENTRO REGIONAL IBEROAMERICANO DE CIGRÉ 24 al 28 de mayo de 2009 Comité de Estudio C5 - Mercados de Electricidad y Regulación XIII/PI-C5-13 IMPACTOS

Leia mais

Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica

Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica Conceitos Básicos: Os consumidores de energia elétrica pagam um valor correspondente à quantidade de energia elétrica consumida, no mês anterior, estabelecida

Leia mais

Aspectos Regulatórios de Redes Inteligentes no Brasil

Aspectos Regulatórios de Redes Inteligentes no Brasil IEEE Workshop SMART GRID Trends & Best Practices Aspectos Regulatórios de Redes Inteligentes no Brasil Marco Aurélio Lenzi Castro Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição SRD/ANEEL Salvador,

Leia mais

ANEEL: 13 anos de atuação no mercado elétrico brasileiro

ANEEL: 13 anos de atuação no mercado elétrico brasileiro Seminário - ABDIB ANEEL: 13 anos de atuação no mercado elétrico brasileiro Romeu Donizete Rufino Diretor da ANEEL 8 de dezembro de 2010 São Paulo - SP 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Início das atividades,

Leia mais

FUNDOS DO SETOR ELÉTRICO ADMINISTRADOS PELA ELETROBRÁS 2009

FUNDOS DO SETOR ELÉTRICO ADMINISTRADOS PELA ELETROBRÁS 2009 4.7 - FUNDOS DO SETOR ELÉTRICO A Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás é a responsável pela gestão de recursos setoriais que atendem às diversas áreas do Setor Elétrico, representados pelos

Leia mais

Financing evaluations of sustainable electricity projects Avaliações de financiamento de projetos sustentáveis de eletricidade Maria Helena de

Financing evaluations of sustainable electricity projects Avaliações de financiamento de projetos sustentáveis de eletricidade Maria Helena de Financing evaluations of sustainable electricity projects Avaliações de financiamento de projetos sustentáveis de eletricidade Maria Helena de Oliveira O BNDES e o Financiamento ao Setor Elétrico 03 de

Leia mais

XX Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica SENDI 2012-22 a 26 de outubro Rio de Janeiro - RJ - Brasil

XX Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica SENDI 2012-22 a 26 de outubro Rio de Janeiro - RJ - Brasil XX Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica SENDI 2012-22 a 26 de outubro Rio de Janeiro - RJ - Brasil RENATO OLIVEIRA GUIMARÃES Empresa Energética do Mato Grosso do Sul S.A. ANTONIO DE PADUA

Leia mais

Definição da Conta Gráfica e do Mecanismo de Recuperação das Variações dos Preços do Gás e do Transporte Versão Final

Definição da Conta Gráfica e do Mecanismo de Recuperação das Variações dos Preços do Gás e do Transporte Versão Final NOTA TÉCNICA Definição da Conta Gráfica e do Mecanismo de Recuperação das Variações dos Preços do Gás e do Transporte Versão Final Aplicação: Distribuidoras de Gás do Estado de São Paulo Fevereiro 2012

Leia mais

CONTAS REGIONAIS DO AMAZONAS 2009 PRODUTO INTERNO BRUTO DO ESTADO DO AMAZONAS

CONTAS REGIONAIS DO AMAZONAS 2009 PRODUTO INTERNO BRUTO DO ESTADO DO AMAZONAS CONTAS REGIONAIS DO AMAZONAS 2009 PRODUTO INTERNO BRUTO DO ESTADO DO AMAZONAS APRESENTAÇÃO A Secretaria de Estado de Planejamento e Desenvolvimento Econômico SEPLAN em parceria com a SUFRAMA e sob a coordenação

Leia mais

EDP Investor Day. 5 Anos de IPO EDP no Brasil

EDP Investor Day. 5 Anos de IPO EDP no Brasil EDP Investor Day 5 Anos de IPO EDP no Brasil Disclaimer Esta apresentação pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultados futuros de acordo com a regulamentação de valores

Leia mais

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL RESOLUÇÃO N O 505, DE 26 DE NOVEMBRO DE 2001

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL RESOLUÇÃO N O 505, DE 26 DE NOVEMBRO DE 2001 AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL RESOLUÇÃO N O 505, DE 26 DE NOVEMBRO DE 2001 Estabelece, de forma atualizada e consolidada, as disposições relativas à conformidade dos níveis de tensão de

Leia mais

Dep. Fabio Garcia PSB/MT. O Preço da Energia No Brasil

Dep. Fabio Garcia PSB/MT. O Preço da Energia No Brasil Dep. Fabio Garcia PSB/MT O Preço da Energia No Brasil Entenda a sua fatura de energia elétrica - Tarifa para Consumidor Residencial (tarifa B1) Parcela A Custos não gerenciáveis, ou seja, que não dependem

Leia mais

Teleconferência de Resultados. Desempenho do 4T 2013 e de 2013. MAHLE Metal Leve S.A. 20 de março de 2014 12h00 (horário de Brasília) 1 MAHLE

Teleconferência de Resultados. Desempenho do 4T 2013 e de 2013. MAHLE Metal Leve S.A. 20 de março de 2014 12h00 (horário de Brasília) 1 MAHLE Teleconferência de Resultados Desempenho do 4T 2013 e de 2013 MAHLE Metal Leve S.A. 20 de março de 2014 12h00 (horário de Brasília) 1 Destaques 2013 Receita Líquida de Vendas de R$ 2.393,8 milhões em 2013,

Leia mais

China: crise ou mudança permanente?

China: crise ou mudança permanente? INFORMATIVO n.º 36 AGOSTO de 2015 China: crise ou mudança permanente? Fabiana D Atri* Quatro grandes frustrações e incertezas com a China em pouco mais de um mês: forte correção da bolsa, depreciação do

Leia mais

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL RESOLUÇÃO NORMATIVA N o, DE DE DE 2014 Altera a Resolução Normativa nº 334, de 21 de outubro de 2008, em relação aos controles prévio e a posteriori dos atos

Leia mais

LEILÃO A-3/2015: TOPOLOGIA, PREMISSAS E CRITÉRIOS PARA O CÁLCULO DA CAPACIDADE DE ESCOAMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA PELA REDE BÁSICA, DIT E ICG

LEILÃO A-3/2015: TOPOLOGIA, PREMISSAS E CRITÉRIOS PARA O CÁLCULO DA CAPACIDADE DE ESCOAMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA PELA REDE BÁSICA, DIT E ICG LEILÃO A-3/2015: TOPOLOGIA, PREMISSAS E CRITÉRIOS PARA O CÁLCULO DA CAPACIDADE DE ESCOAMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA PELA REDE BÁSICA, Empresa de Pesquisa Energética Av. Rio Branco, 001 - Centro 20090-003

Leia mais

EDP Energias do Brasil

EDP Energias do Brasil EDP Energias do Brasil Contribuição à Audiência Pública ANEEL nº 42/2015: Obter subsídios acerca da solicitação da Enguia Gen PI Ltda. e da Enguia Gen CE Ltda. para rescisão amigável de seus Contratos

Leia mais

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL RESOLUÇÃO Nº 71, DE 7 DE FEVEREIRO DE 2002.

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL RESOLUÇÃO Nº 71, DE 7 DE FEVEREIRO DE 2002. AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL RESOLUÇÃO Nº 71, DE 7 DE FEVEREIRO DE 2002. Estabelece critérios e procedimentos para a definição de encargos tarifários relativos à aquisição de energia elétrica

Leia mais