Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

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

2 Sumário 1. Introdução Processos de Recuperação Judicial, Intervenção e Aquisição Caracterização da Concessão Diagnóstico Atual da Concessão...21 Seção 4.01 Mercado...21 Seção 4.02 Regulatório...28 Seção 4.03 Jurídico...69 Seção 4.04 Operacional...72 Seção 4.05 Comercial Seção 4.06 Gestão Seção 4.07 Financeiro Visão do Interventor sobre a Concessão Contexto de Elaboração do Plano de Recuperação e Correção de F. e T Cenário Prospectivo a partir da Situação Atual Avaliação Ec.-Financeira Seção 7.01 Cenário Macroeconômico Seção 7.02 Mercado Seção 7.03 Regulatório Seção 7.04 Jurídico Seção 7.05 Operacional Seção 7.06 Comercial Seção 7.07 Econômico-Financeira Seção 7.08 Sumário das Projeções Financeiras Por Quê da Necessidade de Regime Regulatório Excepcional? Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Proposta Seção 9.01 Mercado Seção 9.02 Regulatório

3 Seção 9.03 Operacional Seção 9.04 Econômico-Financeira Seção 9.05 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

4 1. Introdução Como é do conhecimento, a ENERGISA S.A. ( ENERGISA ) está em processo de aquisição do controle das concessionárias de distribuição de energia elétrica do Grupo Rede. Para tanto, em 03/07/13 a ENERGISA apresentou a sua oferta de aquisição de ações que lhe asseguram o controle acionário das sociedades holding que controlam tais concessionárias do Grupo Rede, a qual foi vertida em Plano de Recuperação Judicial submetido à votação dos credores do Grupo Rede, no âmbito de seu processo de recuperação judicial, em 05/07/13. Em 21/08/13 o Ministério Público se manifestou favoravelmente à concessão da recuperação judicial. Em 09/09/13 foi proferida a decisão homologando o Plano de Recuperação Judicial, sendo a sua publicação dada em 19/09/13. Com a decisão favorável, em primeira instância, será necessário deflagrar processos relacionados às outras condições precedentes visando à conclusão da aquisição, como a submissão ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica CADE e à Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL. Nesse contexto, a ENERGISA apresenta, por meio deste documento, para avaliação dessa Agência, a proposta para o Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões para a Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins S.A. Celtins. 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 Celtins. 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. 4

5 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 Celtins. 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. 5

6 2. Processos de Recuperação Judicial, Intervenção e Aquisição A Celtins 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 Celtins, 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 pedido de recupera o udicial perante a us a stadual do ará. Em abril desse mesmo ano, observou-se o início de inadimplência sistêmica das concessionárias do Grupo Rede em relação aos encargos setoriais. 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: 6

7 a retomada imediata do recolhimento de encargos setoriais e do pagamento de fornecedores (energia e transmissão) correntes em atraso; a redu o gradual da rela o ida quida A at e es e da ida quida ( A ape ) at 7,0 vezes em todas as distribuidoras; e a liquidação imediata dos empréstimos de mútuos vencidos a pagar e a receber que envolvessem as distribuidoras ou o envio de documentos que atestassem os respectivos pagamentos, no prazo de 10 dias. Mediante a Nota Técnica 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 posteriormente e n o da concess o; e (ii) disciplinou a intervenção administrativa para a adequação da prestação do serviço público de energia elétrica. Em 31/08/2012, por meio da Resolução Autorizativa 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. Isaac Pinto Averbuch. Na mesma data, a ANEEL também determinou a intervenção nas demais sete concessionárias do grupo (Cemat, EEB, CFLO, CNEE, CAIUÁ, ENERSUL 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. 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. 7

8 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. 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. 8

9 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 Credores ( AG ) os credores decidiram por colocar em ota o o lano fundado na proposta da Energisa, que obteve o seguinte resultado: VOTAÇÃO POR CRÉDITO CLASSE II CLASSE III Total SIM 100% 48,20% 58,44% NÃO 0,00% 51,80% 41,56% ABSTENÇÃO 0,00% 6,41% 5,21% 9

10 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. 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. 10

11 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. 11

12 3. Caracterização da Concessão O estado do Tocantins, criado em 05 de outubro de 1988, com a promulgação da Nova Constituição Brasileira, situa-se no centro geográfico do país, limitando-se com os estados do Pará, Maranhão, Piauí, Bahia, Goiás e Mato Grosso. A Celtins é a única concessionária de distribuição de energia elétrica do Estado do Tocantins, cobrindo uma área de grande extensão territorial, que equivale a aproximadamente 3,3% do território nacional ( km 2 ), atendendo a uma população estimada em 1,4 milhão de habitantes, distribuídos em 139 municípios e um mercado com consumidores. Antes da criação do Tocantins, o fornecimento de energia elétrica à região era realizado pelas Centrais Elétricas de Goiás S.A. CELG. Em agosto de 1989, os ativos da CELG foram transferidos para o Governo do novo estado e uma nova companhia, a Celtins, foi criada. Em setembro de 1989, a Celtins foi adquirida pela Rede Energia, por meio de concorrência pública e se tornou a primeira concessionária de energia elétrica a ser privatizada no país, numa parceria inédita com o Governo do Tocantins. A Celtins é uma sociedade por ações de capital fechado, com capital social de R$ 194,4 milhões. É controlada pela Rede Energia S.A., cuja participação, em 31 de dezembro de 2012, representava 50,9% do capital total e 70,0% do capital votante da concessionária. O outro sócio é o estado do Tocantins, que detém 49,1% do capital total e 30,0% do capital votante. A empresa é signatária do Contrato de Concessão nº 52/1999, assinado em 28/06/1999, com prazo de concessão de 20 anos, mais precisamente até 30/01/2020. As principais atividades econômicas desenvolvidas no estado do Tocantins são: Industrial: produção de cimento, fabricação de telhas e tijolos, beneficiamento de grãos, fabricação de produtos alimentícios e usina de açúcar/álcool, extração e processamento de minérios; Agronegócio: agricultura, pecuária, hortifrutigranjeiro, piscicultura e irrigação; Comércio e serviços: redes de atacado e varejo, alimentação, hotelaria e turismo. A seguir estão relatados alguns aspectos referentes à área de concessão da Celtins, em especial aqueles que influenciam de alguma forma no serviço de distribuição de energia elétrica. 12

13 Malha Viária O estado do Tocantins possui uma extensão de quilômetros de rodovias estaduais e federais. Segundo pesquisa da Confederação Nacional dos Transportes - CNT, datada de 2012, 47,6% das estradas estão em estado ruim ou péssimo, 41,8% em estado geral regular, enquanto 10,7% tem seu estado considerado ótimo ou bom, conforme tabela a seguir. SITUAÇÃO DAS ESTRADAS NO ESTADO DO TOCANTINS Apresenta-se a seguir fotos com a situação atual de algumas estradas. FOTOS COM A SITUAÇÃO DAS ESTRADAS NO ESTADO DO TOCANTINS TO-040 BR-242 TO-080 TO

14 Além das condições apontadas acima, destaca-se ainda a escassez da malha viária no estado. Como exemplo, comparando os estados de Minas Gerais e Tocantins, tem-se que MG tem uma extensão territorial 2,1 vezes maior que o TO, mas a malha viária é 5,3 vezes maior. Território Características específicas de ocupação Com relação ao território do estado do Tocantins, destaca-se que mais da metade se compõe de áreas de preservação, unidades de conservação e bacias hídricas, onde se localizam santuários naturais como a Ilha do Bananal (a maior ilha fluvial do mundo) e os Parques Estaduais do Cantão, do Jalapão, do Lajeado e o Monumento Nacional das Árvores Fossilizadas, entre outros. Ao todo existem no estado 21 unidades de conservação, sendo 06 federais e 15 estaduais. Somente em se tratando de reservas indígenas, totalizam-se 02 milhões de hectares protegidos, com uma população de 10 mil indígenas de sete etnias (Karajá, Xambioá, Javaé, Xerente, Krahô Canela, Apinajè e Pankararú), que se distribuem em mais de 82 aldeias, em municípios de todas as regiões do Estado. Além das comunidades indígenas, destaca-se também a existência de 28 comunidades quilombolas no Tocantins que estão localizadas desde região norte ao sul do Estado. Clima O clima predominante no estado é o tropical seco, que é caracterizado por uma estação chuvosa (de outubro a abril) e outra seca (de maio a setembro), influenciando na sazonalidade verificada no número de atendimentos emergenciais realizados pela empresa durante o ano, conforme pode ser verificada no gráfico a seguir: SAZONALIDADE DAS OCORRÊNCIAS EMERGENCIAIS NA CELTINS 14

15 Incidência de descargas atmosféricas A alta incidência de descargas atmosféricas no Estado é fator de grande influência na operação do sistema de distribuição da Celtins que apresenta grandes extensões, implantadas em regiões descampadas e sujeitas às intempéries da natureza. A área de concessão da Celtins possui a 2ª maior incidência de descargas atmosféricas entre as concessionárias de distribuição do país, como pode ser observado a seguir. ÍNDICE DE DESCARGAS ATMOSFÉRICAS NAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL Densidade Demográfica O estado do Tocantins possui densidade demográfica de 4,98 hab/km² sendo a Celtins a 5ª concessionária de distribuição menos densa do país. Trata-se de uma região de expansão agrícola, um estado criado recentemente, representativo de uma fronteira de ocupação humana no Brasil, que pelas suas dimensões impõe desafios aos operadores dos sistemas elétricos de distribuição. Essa baixa densidade populacional do estado reflete-se diretamente no número de clientes por área geográfica (1,85 clientes/km²) e verifica-se também quando analisada o número médio de clientes por extensão de rede da concessionária que é de 6,95 clientes/km. Analisando-se a relação de clientes por extensão dos 67 conjuntos elétricos, verifica-se que 28 conjuntos possuem menos de 05 clientes por km de rede. Estes 28 conjuntos atendem a 42% do total de consumidores da empresa, conforme pode ser observado a seguir. 15

16 HISTOGRAMA DOS CONJUNTOS ELÉTRICOS DA CELTINS: RELAÇÃO CONSUMIDOR/KM DE REDE Os gráficos a seguir demonstram o comparativo destes indicadores com outras distribuidoras das Regiões Norte, Nordeste, Centro-Oeste e Sudeste onde se verifica na Celtins as menores densidades. ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE DISTRIBUIDORAS DA DENSIDADE DE UNIDADES CONSUMIDORAS Apenas como ilustração, a discrepância verificada na Celtins nos gráficos anteriores é ainda maior quando comparada com outras distribuidoras como, por exemplo, a Eletropaulo (que possui 324 clientes por km de rede) ou a CEB com (96 clientes por km de rede). Queimadas Segundo informações do Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais - INPE, no período de 1º de janeiro a 25 de julho de 2013, o Tocantins registrou focos de incêndio, ficando atrás apenas do Mato Grosso, que contabilizou focos. Em 2012, no mesmo período, o estado registrou o maior número de incêndios no país, com total de focos. Em resumo, dentre as características da área de concessão da Celtins, verifica-se que as que representam os principais desafios quanto ao serviço de distribuição de energia, são: Grande extensão geográfica e baixíssima densidade demográfica Alta incidência de descargas atmosféricas 16

17 Malha viária deficiente Alto índice de queimadas Evolução e características gerais da Distribuidora Com relação ao suprimento de energia, a Celtins possui 06 pontos de suprimento interligados a sua malha de 138kV, com potência total de 410,7 MW. A Celtins possui atualmente 67 conjuntos elétricos, 103 subestações e uma extensão total de km de redes e linhas de distribuição de energia, que atendem aos mais de 511 mil consumidores. O quantitativo de postes instalados ao longo das redes de distribuição é de e o total de transformadores de , perfazendo MVA instalados. Um ponto de destaque foi o grande crescimento da rede de distribuição da concessionária, com grande contribuição do Programa Luz para Todos - PLPT. A evolução das redes da concessionária está ilustrada nos mapas eletrogeográficos apresentados a seguir. EVOLUÇÃO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO TOCANTINS: Fonte: Contribuição Celtins Audiência Pública ANEEL nº 021/

18 Ao longo do último ciclo revisional, encerrado em meados deste ano, as redes da empresa passaram de cerca de 50 mil km, para mais de 80 mil km, enquanto o número de subestações saltou de 92 para 103. Conforme dito anteriormente, neste período houve grande parte da expansão das redes em área rural motivada pelo avanço do PLPT, que por força das regras das Centrais Elétricas Brasileiras - Eletrobrás, só permite a construção de redes em tensão inferior a 34,5 kv. EVOLUÇÃO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO NA CELTINS : LINHAS E REDES Os gráficos a seguir também corroboram o significativo aumento do sistema de distribuição da Celtins nos últimos 10 anos. EVOLUÇÃO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO NA CELTINS : POSTES, TRANSFORMADORES E SUBESTAÇÕES 18

19 Com relação à atual estrutura operacional, a Celtins está dividida em sua área de concessão em oito polos de serviços, divididos em três gerências regionais, ilustrados na figura seguinte: DISTRIBUIÇÃO DE POLOS DE SERVIÇO E GERÊNCIAS REGIONAIS Com relação à força de trabalho da empresa, a mesma é composta, segundo dados de junho de 2013, por um total de colaboradores, sendo 843 (56%) próprios e 665 (41%) terceiros. 19

20 EVOLUÇÃO DA FORÇA DE TRABALHO NO PERÍODO Abaixo a tabela comparativa demonstrando a evolução da força de trabalho por número de consumidores da empresa, onde se verifica o crescimento de 41% deste índice no período DETALHAMENTO DA EVOLUÇÃO DA FORÇA DE TRABALHO NO PERÍODO

21 4. Diagnóstico Atual da Concessão Seção 4.01 Mercado Cenário A Celtins distribui energia elétrica para o estado do Tocantins, que abrange um território de Km 2, dividido em 139 municípios, com aproximadamente 1,3 milhões de habitantes. Atende a 513 mil de consumidores 1. As maiores cidades do estado são: a capital, Palmas, além de Araguaína, Gurupi, Porto Nacional e Paraíso do Tocantins. O clima predominante no estado é o tropical seco, que é caracterizado por uma estação chuvosa (de outubro a abril) e outra seca (de maio a setembro). Ao Norte, onde o relevo é suavemente ondulado, o clima é úmido, com temperaturas médias anuais variando entre 24 C e 28 C, sendo a temperatura compensada no extremo sul, onde varia de 22 C e 23 C. De acordo com o censo de , a população atual do Estado de Tocantins é de 1,303 milhões de habitantes. De 1992 para , a população vem crescendo a uma taxa média de 1,6% a.a., contra o crescimento de 1,3% a.a. do Brasil, no mesmo período. Tocantins é o 24º estado mais populoso do Brasil e concentra 0,7% da população brasileira, tendo densidade demográfica de 4,69 habitantes por quilômetro quadrado. PIRÂMIDE DEMOGRÁFICA 2010 TOCANTINS Fonte: IBGE Censo Base junho/ Censo IBGE Previsão LCA para

22 O IDH (Índice de Desenvolvimento Humano) 4 do Tocantins subiu 2 posições de 1991 (quando ocupava a 19ª posição, com 0,611) para 2000, quando passou a ocupar a 17ª posição entre as 27 UF brasileiras, com 0,710. O PIB do estado do Tocantins fechou o ano de 2010 em R$ 17,240 bilhões 5, ocupando 24º lugar no ranking Brasil e respondendo por 0,5% do total da riqueza produzida 6 no país. De 2000 a 2010, o PIB a preços correntes no Tocantins cresceu 16,7% a.a., contra 12,3% a.a. no Brasil, no mesmo período PIB Preços Correntes (R$ bilhões) Tocantins PIB Preços Correntes (R$ bilhões) Brasil Fonte: LCA 19,0 17,0 PIB Preços Correntes Crescimento (%) Tocantins e Brasil TO Brasil 15,0 13,0 11,0 9,0 7,0 5, Fonte: LCA A participação das atividades econômicas no PIB do estado de Tocantins, em 2010, era a seguinte: 4 O IDH significa uma medida geral do desenvolvimento humano, sendo composto por três pilares: saúde, educação e renda. 55 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.). 22

23 R$ Correntes (%) Celtins - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões PIB Setorial Tocantins PIB Setorial Brasil 8% 17% 14% 5% PIB Agro PIB Ind 24% PIB Agro PIB Ind 52% 23% PIB Serv PIB Outros 57% PIB Serv PIB Outros Fonte: LCA É perceptível a participação de 17% do PIB agropecuário no Tocantins, em contrapartida ao peso de 5%, observado por este segmento na composição do PIB Brasil. A economia do estado do Tocantins se destaca por um modelo expansionista de agro exportações e é marcada por seguidos records de hiper-superávits primários: cerca de 89% de sua pauta de exportação é soja em grão, cerca de 10% é carne bovina e 1% outros, revelando sua forte inclinação agropecuária. Em 2010, O PIB per capita no estado do Tocantins foi de R$ ,00, ocupando a 15ª posição entre as UFs do Brasil, e posicionando-se 77% abaixo da primeira colocada, o Distrito Federal (R$ ,00) PIB per capita PIB per capita Cresc. (%) Cresc ,1% Fonte: LCA O elevado ritmo de crescimento e o contínuo investimento em infraestrutura tais como a pavimentação de estradas e a construção de hidrovias e hidrelétricas permitem que o estado 23

24 de Tocantins exiba uma participação relevante do seu PIB sob a responsabilidade do setor industrial (23% contra 24% na média Brasil). Uma característica marcante da indústria tocantinense 7 é o grande número de unidades de pequeno porte e a fraca participação de unidades de grande porte (acima de 500 pessoas ocupadas). Para as produtoras de bens de consumo duráveis, o percentual de unidades médias é um pouco maior que para o conjunto da indústria e ocupam mais da metade do total de pessoal desse grupo. No setor de bens intermediários, ao contrário, há uma elevada concentração do pessoal ocupado em unidades de pequeno porte. Evolução do Mercado 2006 a 2012 Entre 2006 e 2012, o mercado cativo da Celtins apresentou um crescimento médio elevado, de 8,6% a.a.. A classe que mais se destacou foi a industrial, com crescimento no mesmo período de 12,9% a.a Consumo Cativo Faturado Total - GWh Cresc Acum 2006/2012 8,6% 10,7 7,6 7,3 16,0 4,1 6,5 % Crescimento 25,0 20,0 15,0 10,0 5, Consumo Cativo Faturado Residencial - GWh Cresc Acum 2006/2012 9,3% 9,9 5,7 8,8 17,0 4,7 10,3 % Crescimento 25,0 20,0 15,0 10,0 5, , , Consumo Cativo Faturado Industrial - GWh 20,5 Cresc Acum 2006/ ,9% 12,1 9,8 27,9 10,1-0, % Crescimento 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0-5, Consumo Cativo Faturado Comercial - GWh 17,0 Cresc Acum 2006/2012 7,7% 10,0 7,1 6, ,3 6,6 % Crescimento 18,0 16,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0 Fonte: Celtins e SAMP ANEEL A classe residencial da Celtins apresentou crescimento de 9,3% a.a. no período O ano de 2011 registrou a menor taxa desde 2007, porém 2012 já retomou o crescimento

25 A classe industrial atingiu queda de 0,8% em 2012, ainda assim atingindo expansão de 12,9% entre 2006 e 2012, impulsionando o mercado total. A classe comercial, por sua vez, expandiu 7,7% no período , e atingiu a menor taxa de crescimento em 2011, 0,3%. Uma característica do mercado da Celtins é a pequena participação dos clientes livres. A empresa fechou o ano de 2012, com apenas 6 clientes livres em carteira, responsáveis por 43 GWh, 3% do consumo total da Companhia. O gráfico abaixo mostra o histórico de migração destes clientes para o Mercado Livre, em número de consumidores: Número de Clientes Livres IND COM Fonte: Celtins e SAMP ANEEL Com somente 6 clientes no mercado livre, o histórico de consumo sem o efeito de migrações não se altera muito. Retirando-se do histórico o consumo dos clientes livres, observa-se que o crescimento do mercado industrial da Celtins passa de 12,9% no período de 2006 a 2012, para 10,9%. Procedendo-se da mesma maneira com o mercado comercial, a taxa de crescimento média desta classe passa de 7,7% a.a. para 6,5% a.a.. No consumo total da Celtins, a taxa média de crescimento neste período passa de 8,6% a.a. para 8,1% a.a., como se pode notar no gráfico abaixo: 25

26 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0-5,0-10,0 Crescimento (%) Sem Efeito Migração Ind Com Tot Fonte: Celtins Em 2012, a Celtins, no consumo total de energia elétrica, superou a média da Região Norte e do Brasil, com crescimento de 6,5% em 2012, segundo dados da EPE. CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA - TOTAL (%) 2012 vs CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA - RESIDENCIAL (%) 2012 vs ,5 4,6 6,5 5,1 9,2 10,3 EPE - Brasil EPE - Norte CELTINS EPE - Brasil EPE - Norte CELTINS CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA - INDUSTRIAL (%) 2012 vs CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA - COMERCIAL (%) 2012 vs ,7 11,5 (0,1) 7,8 6,6-0,8 EPE - Brasil EPE - Norte CELTINS EPE - Brasil EPE - Norte CELTINS Fonte: EPE e SAMP ANEEL No consumo residencial o mesmo cenário pode ser observado, porém, mais próximo ao resultado da Região. Com crescimento de 10,3% em 2012, esta classe foi responsável pelo bom desempenho do mercado total. O consumo de energia elétrica industrial da Celtins retraiu em 0,8% em 2012, ficando abaixo da média regional. 26

27 No consumo comercial, a Celtins também encerrou 2012 abaixo da média regional e Brasil, atingindo crescimento de 6,6%, ainda assim um ótimo resultado. Número de Consumidores O número de consumidores da Celtins cresceu em média 6,4% a.a. ao longo do período Em relação aos consumidores residenciais, o crescimento geométrico no período foi de 6,2%. Na classe industrial, o número de consumidores segue em queda desde 2011, fazendo com que o crescimento médio atinja retração média de 1,1% a.a. ao longo de Na classe comercial, o número de consumidores está ascendente desde 2009, atingindo um crescimento médio de 3,6% no mesmo período Número de Consumidores - Total Cresc Acum 2006/2012 6,4% % Crescimento 15,0 13,0 11, Número de Consumidores - Residencial Cresc Acum 2006/2012 6,2% % Crescimento 15,0 13,0 11, ,0 5,5 5,9 6,0 7,1 5,7 9,0 7,0 5, ,6 5,6 5,2 5,6 6,1 7,1 9,0 7,0 5, ,0 1, ,0 1, , , Número de Consumidores - Industrial % Crescimento 22,0 Cresc Acum 2006/2012-1,1% 17,0 12,0 7, Número de Consumidores - Comercial Cresc Acum 2006/2012 3,6% 5,4 4,6 % Crescimento 10,0 9,0 8,0 7,0 6,0 4,9 5, ,6 0,8-3,3 2,1-3,3-3,1 2,0-3, ,0 1,5 3,0 4,0 3,0 2,0 1, , ,0 Fonte: Celtins e SAMP ANEEL Consumo Médio O consumo total médio encerrou o período de , com crescimento médio de 2,1% a.a.. O crescimento do consumo residencial médio atingiu patamar de 2,9% a.a. no mesmo período, apresentando taxa negativa em No industrial, o consumo médio é o mais alto entre as demais classes, devido ao forte crescimento entre 2007 e 2010, encerrando o período com crescimento médio de 14,1%. O consumo médio comercial atingiu crescimento de 4% a.a ao longo de

28 Portanto, merece destaque a grande contribuição do crescimento do consumo médio, sobretudo das classes industrial e comercial, para no crescimento do consumo total da Celtins, no período de 2006 a O Consumo Residencial Médio da Celtins fechou o ano de 2012 com 130 kwh/consumidor/mês, bem abaixo da média da região Norte, 161 kwh/consumidor/mês do Centro-Oeste e do Brasil, 159 kwh/consumidor/mês. Estes resultados, associados ao prognóstico de crescimento econômico da região e às elevadas temperaturas, revelam grande potencial de crescimento do Consumo Residencial Médio na Celtins. 280 CTM Mensal % Crescimento 15,0 135 CRM Mensal % Crescimento 15, Cresc Acum 2006/2012 2,1% 2,5 1,9 1,3 9,4-2,8 0,8 13,0 11,0 9,0 7,0 5,0 3,0 1,0-1,0-3, Cresc Acum 2006/2012 2,9% 2,2 0,0 3,4 10,8-1,4 3,0 13,0 11,0 9,0 7,0 5,0 3,0 1,0-1, , , Cresc Acum 2006/ ,1% 19,8 CIM Mensal 25,3 % Crescimento 32,0 27,0 22, Cresc Acum 2006/2012 4,0% CCM Mensal 13,6 % Crescimento 20,0 15,0 10, ,3 13,5 13,9 17,0 12, ,3 5,0 4,6 1,6 5, ,3 7,0 2, ,0 0,0-5, , ,0 Fonte: Celtins e SAMP ANEEL Seção 4.02 Regulatório (a) Qualidade da Energia Para uma análise efetiva da evolução dos indicadores de continuidade e da situação atual da distribuidora é importante revisitar aspectos associados à conformação e interoperabilidade dos ativos elétricos e da estrutura de atendimento existente, como também determinados aspectos da área de concessão que condicionam a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica ao consumidor. Esse conjunto de informações é apresentado ao longo 28

29 desse Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões e contemplou questões como: Grande dimensão territorial; Elevado índice pluviométrico em toda a área de concessão; Alto índice ceráunico (segunda maior distribuidora com incidência de descargas por km² no Brasil); Restrições ambientais à atuação da distribuidora (existência de APPs); Existência de extensa área inundável, com elevada concentração de corpos hídricos (rios e lagos) e alta pluviosidade anual; Relevo predominantemente formado por planícies, com extensas regiões de solos arenosos; Densa arborização em zonas urbanas; Baixa densidade de consumidores por extensão de rede e baixo poder aquisitivo da população; Alta concentração de redes elétricas no meio rural (96%). Fortemente influenciada pelo PLPT que promoveu, em 10 anos (2001 a 2011), a participação de consumidores rurais na distribuidora saltar de 1,7% para 19,64%; Deslocamentos territoriais altamente prejudicados por ausência de pontes. Alta utilização de balsas para travessias de regiões; 25% de território de uso legal restrito (restrições ambientais); Rodovias em condições precárias de tráfego. Apenas 36% de rodovias pavimentadas no estado; Malha elétrica tipicamente radial de grandes extensões com raras opções de transferência de cargas; Necessidade de prudência de investimentos: extensas redes de distribuição com necessidade de reforços/reforma, mas com carga que não justificam os investimentos. É o conhecimento dos parâmetros técnicos em conjunto com essas especificidades que permite um maior entendimento da evolução da Qualidade do Serviço ao longo dos anos e uma visão das questões a serem enfrentadas futuramente pelo planejamento e pela operação dos sistemas de distribuição na região, no atendimento das demandas regulatórias. Para orientar as discussões desse tópico foram baseadas em informações passadas pelos Interventores, visitas técnicas, análise estatísticas dos dados das distribuidoras para ocorrências emergenciais e levantamento das contribuições encaminhadas para a ANEEL por 29

30 ocasião dos processos de definição dos limites regulatórios para a Qualidade do Serviço dos conjuntos elétricos. Limites dos indicadores de continuidade De modo a avaliar a evolução dos indicadores de continuidade da Celtins ao longo dos últimos ciclos de revisões tarifárias, apresentam-se a seguir gráficos com os índices realizados de DEC e FEC bem como, os limites regulatórios da ANEEL desde o ano de início do 1CRTP (2005) até os previstos para o 3CRTP. O gráfico a seguir apresenta os resultados e limites de DEC: EVOLUÇÃO DO DEC NA CELTINS: COMPARAÇÃO ENTRE REALIZADO E LIMITE REGULATÓRIO CELTINS DEC ,13 53,30 1 CRTP 2 CRTP 3 CRTP 50 47, ,84 51,11 41,82 47,69 46,00 39,15 52,23 38,07 37,19 46,45 42,17 35,84 34,15 38,50 36,30 32,00 29,99 28, ,00 0,00 0, DEC REALIZADO DEC limite Homolog A avaliação dos resultados de DEC praticado pela Celtins a partir de 2007 até 2013 (forecast) permite identificar que durante a maior parte do período a distribuidora apresenta um desempenho insuficiente para se manter dentro dos limites regulatórios estabelecidos pela ANEEL. Observa-se uma média de 19% de desvio em relação aos limites anuais no 2CRTP, período onde o patamar de DEC até apresentou uma recuperação, mais ainda insuficiente para acompanhar os parâmetros da ANEEL. Embora o ano de 2013, por meio de uma projeção informada pela empresa, aponte um índice que representa uma redução de cerca de 2 (duas) horas em relação ao ano anterior, o resultado como um todo se mostra extremamente preocupante, em função da inexistência de margem de segurança (entre os valores realizados e os limites regulatórios) que se mostra negativa em cerca de 6%. 30

31 Esse comportamento observado nos resultados do DEC da distribuidora sinaliza a existência de dificuldades expressivas enfrentadas nas ações voltadas à melhoria da qualidade do serviço na área de concessão da empresa. Aspectos associados às estratégias de atuação, conjuntura atual da distribuidora, crescimento acelerado do mercado nas fronteiras agrícolas, critérios de operação do sistema, adotadas pela distribuidora nesse período, precisam ser objeto de uma profunda reavaliação em prol de uma retomada da melhoria continuada e sustentável dos indicadores de continuidade. Os impactos derivados das dificuldades em se atingir os indicadores coletivos foram potencializados pela trajetória de melhoria dos indicadores definida pelo Regulador. Nota-se que a taxa média de redução do índice definido para o 3CRTP foi cerca de 100% superior ao ciclo anterior. Tem-se uma taxa de redução no 3CRTP de 6,21% a.a. contra 2,91% a.a. no 2CRTP. Esse fato amplia o desafio imposto à Celtins no cumprimento dos limites regulatórios de DEC, uma vez que as características da área concessão não foram, segundo nosso entendimento, levadas em consideração pela própria característica da metodologia de comparação de desempenho da ANEEL. Nota-se que as dificuldades no atingimento dos limites regulatórios do DEC ocorrem na Celtins desde o 1CRTP. A adequação das ações frente às especificidades da área de concessão, a partir desse período, ainda não logrou alcançar os resultados esperados. Na sequência, um gráfico que apresenta os resultados e limites de FEC da Celtins: EVOLUÇÃO DO FEC NA CELTINS: COMPARAÇÃO ENTRE REALIZADO E LIMITE REGULATÓRIO CELTINS FEC ,55 44,50 1 CRTP 2 CRTP 3 CRTP ,73 35,88 39,16 34,61 33,76 33,87 32,09 39,32 30,78 33,03 29,83 25,57 28,47 23,16 26,75 19,85 24,57 22,48 20,43 0 0,00 0,00 0, FEC REALIZADO FEC limite homolog. O resultado de FEC apresenta um comportamento diferente daquele do DEC. Tem-se um comportamento no 1CRTP sem indicação de melhoria e no 2CRTP um resultado de melhoria 31

32 contínua ao longo do período, atendendo aos limites regulatórios da ANEEL e retomando a construção de uma margem de segurança (entre o índice realizado e o limite). O forecast para 2013 aponta a manutenção dessa trajetória de melhoria do indicador FEC, mas que não tem o condão de influenciar positivamente o indicador DEC. Apesar da grande evolução no FEC nota-se que o DEC pouco avançou. Alinhado com o que foi observado na análise dos limites de DEC, tem-se também no FEC uma trajetória de limites regulatórios do período referente ao 3CRTP que evidencia a metodologia de melhoria contínua praticada pela ANEEL. Observa-se uma taxa média de redução de 8,59% a.a. no 3CRTP, contra 3,91% a.a. no 2CRTP. Resta evidente, mais uma vez, o desafio imputado à Celtins para o cumprimento dos limites regulatórios. A maior velocidade de redução imposta pela ANEEL no FEC relativamente ao DEC sinaliza, conforme apresentado pela própria Celtins na contribuição feita à AP 021/2012, que há o sinal de maior exigência da redução do FEC, fato esse que demanda à distribuidora o aporte de vultosos investimentos em sua área de concessão. Essa condição, como já citado, se mostra arriscada ao ponto em que se tem áreas muito extensas com baixo consumo, e que por outro lado demandarão a realização de obras que podem ser mostrar não prudentes sobre o ponto de vista de modicidade tarifária. Quando comentamos acerca dos resultados observados dos indicadores de continuidade na área de concessão, em especial do DEC, há de se pontuar nosso entendimento que, além das dificuldades recentes vividas 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. 32

33 Portanto, sob outra ótica, mais correta do ponto de vista da operação do sistema de distribuição, o desempenho dos indicadores, e aqui com destaque ao DEC da Celtins que apresenta violação contínua do limite regulatório, pode ser entendido como o resultado possível do esforço da distribuidora para que a Qualidade do Serviço não deteriorasse ainda mais, frente às 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. Uma vez avaliada a trajetória estabelecida de limites de DEC e FEC globais da distribuidora visà-vis seus índices históricos realizados, direciona-se a análise aos limites estabelecidos para os conjuntos elétricos da distribuidora e que acumuladamente, como se sabe, resultam nos índices globais da empresa. Esta análise é da mesma forma fundamental para o entendimento da condição de melhoria de indicadores a que está sujeita a empresa, uma vez que as ações efetivas adotadas pela empresa são direcionadas e organizadas por este universo. A partir das avaliações dos resultados dos conjuntos elétricos, e que aqui não cabe citar as inúmeras variações analíticas que são realizadas, são estabelecidas as estratégias e as ações a serem adotadas e que melhor beneficiam os resultados finais. Nesse sentido, cabe indicar importantes constatações relativas aos limites regulatórios dos conjuntos elétricos da Celtins referentes ao 3CRTP. Porém, antes disso, torna-se fundamental apresentar algumas características dos conjuntos elétricos da empresa. Essa caracterização é fundamental para entender na sequência o desafio que os limites de continuidade imprimem à operação da distribuidora. A Celtins possui 54% dos seus conjuntos elétricos energizados por linhas de distribuição em 34,5 kv com grandes extensões de rede entre as subestações de origem e o mercado consumidor. Dada a baixa confiabilidade deste tipo de linha de distribuição, que tem por característica baixos níveis de curto circuito e que por sua vez prejudicam a seletividade e coordenação das mesmas, há grande suscetibilidade às interferências climáticas, principalmente as descargas atmosféricas. E cabe destacar que a Celtins está localizada na região do país onde o índice ceráunico é o mais alto conforme pode ser verificado no quadro a seguir obtido da NT 028/10-SRD/ANEEL, que apresenta a quantidade de raios por km². 33

34 ÍNDICES DE DESCARGAS ATMOSFÉRICAS POR DISTRIBUIDORAS (RAIOS/KM²) Outro fator importante que tipifica os conjuntos elétricos da empresa tem relação com o acesso às estruturas ao longo do encaminhamento das Linhas de Distribuição - LDs. O que se observa em grande parte da área de concessão da Celtins são vias terrestres em estado de conservação precário o que torna os deslocamentos mais difíceis e a identificação de defeitos e os atendimentos mais demorados. O gráfico a seguir ilustra essa condição de precariedade das vias. SITUAÇÃO COMPARATIVA DAS CONDIÇÕES DAS ESTRADAS NAS DISTRIBUIDORAS Essa condição de acesso deficitário, especialmente pela ampla malha elétrica da empresa que está localizada em áreas rurais, resulta em elevação dos índices de continuidade, notadamente o DEC. O resultado dos dois últimos anos indica que, em média, 35% do DEC e 15% do FEC globais da distribuidora tiveram origem nessas Linhas de Distribuição - LDs de 34,5 kv. A malha rural da Celtins, inclusive, em linha com o que se observou na maioria das distribuidoras do país, apresentou um crescimento vertiginoso na última década como reflexo do Programa Luz 34

35 Para Todos - PLT. A tabela a seguir obtida na contribuição feita pela Celtins à AP 021/2012 ilustra esse crescimento. EVOLUÇÃO PLPT NA ÁREA DE CONCESSÃO DA CELTINS Itens Número de clientes faturados Consumo médio mensal por clientes (kwh/clientes) CELTINS 268,8 293,4 242,5 181,3 181,3 198,4 187,7 198,2 184,4 Número de transformadores km de Redes Rurais (MT e BT) Clientes faturados/km de Redes 0,73 0,73 0,83 1,07 0,93 0,91 0,99 0,92 0,99 Adicionalmente aos dados da tabela anterior, tem-se ainda a previsão de serem agregadas à malha rural da empresa um total de km de redes até o ano de 2014, o que representa um crescimento adicional de 12% de redes rurais. Conforme abordado no capítulo de Caracterização da Concessão, verificou-se o crescimento substancial nos quantitativos de redes e linhas de distribuição, no período de , ou seja, um recorte temporal de 23 anos. Tais características não são totalmente refletidas na ferramenta de definição dos limites de continuidade adotada pela ANEEL, a saber: Há a presença de um grande volume de conjuntos definidos como atípicos pelo modelo de ajuste regulatório para a Celtins; e A metodologia de ajuste não capta condições exógenas às características definidas nos atributos elétricos escolhidos para comparação dos conjuntos, como: i) topologia das redes determinadas por longos ramais com pouca densidade de rede, que se somam as longas distâncias percorridas pelas equipes de manutenção; ii) as condições precárias de infraestrutura das áreas de concessão, particularmente no setor de transportes; iii) as condições de complexidade socioeconômica e renda que definem tanto a geração de pouco capital de giro para os investimentos requeridos, quanto a fragilidade das condições de infraestrutura rural e urbana; iv) As condições geográficas, pluviométricas e ceráunicas das áreas de concessão, diversas; v) A defasagem de investimentos durante anos, e ao elevado grau de depreciação dos ativos imobilizados. As diferenças acima indicadas levam a uma grande assimetria na comparação dos conjuntos elétricos da distribuidora, uma vez que grande parte das outras distribuidoras que atuam 35

36 utilizando conjuntos com atributos semelhantes, o fazem em regiões menos complexas, economicamente, geograficamente e socialmente. Nesse sentido, com base em simulações para identificação dos resultados dos agrupamentos propostos pelo modelo de clusterização dinâmica, tem-se como primeiro resultado relevante a quantidade de conjuntos elétricos definidos como atípicos existentes na área de concessão da distribuidora, 19,40%. O número de conjuntos atípicos identificados pelo modelo de clusterização é bastante representativo, como pode ser visto a seguir. Dentro dos conjuntos tidos como típicos por possuírem 100 semelhantes com menos de 20% de heterogeneidade tem-se: CONJUNTOS TÍPICOS SIMILARES NA CLUSTERIZAÇÃO DA CELTINS Típicos Empresa Sul Sudeste Norte Centro Oeste Nordeste CELTINS 1,90% 40,50% 20,80% 7,30% 29,40% A maior parte dos conjuntos da Celtins está sendo comparada a conjuntos da Região Sudeste. Região esta que apresenta alguns dos melhores índices de qualidade, condições geográficas e socioeconômicas mais favoráveis, além de concessões mais maduras. Já para o caso dos conjuntos atípicos onde há no mínimo 50 conjuntos e no máximo 99, com heterogeneidade maior que 20% tem-se: CONJUNTOS ATÍPICOS SIMILARES NA CLUSTERIZAÇÃO DA CELTINS Atípicos Empresa Sul Sudeste Norte Centro Oeste Nordeste CELTINS 6,50% 19,40% 30,10% 37,30% 6,80% Neste caso nota-se que há uma inversão. Os conjuntos localizados no Sudeste e Nordeste perdem importância, e aqueles que estão no Norte e Centro-Oeste passam a ter maior influência caracterizando a diferença logística que há no atendimento aos consumidores em tais regiões, caracterizadas por grandes extensões territoriais e baixa densidade de redes de distribuição. 36

37 Assim, a tabela a seguir apresenta quais seriam as distribuidoras que mais conjuntos elétricos são comparáveis aos conjuntos da Celtins. CONJUNTOS SIMILARES NA CLUSTERIZAÇÃO DA CELTINS Distribuidoras com mais de 2% de conjuntos semelhantes: CELTINS AMPLA 2,10% CELG-D 2,60% CELPA 3,10% CELPE 3,80% CELTINS 17,20% CEMAT 4,40% CEMIG-D 9,60% CLFSC 2,30% COELBA 8,00% COELCE 2,50% COSERN 3,10% CPFL-Paulista 10,00% ELEKTRO 7,60% EMG 2,40% ENERSUL 3,60% EPB 4,90% ESCELSA 2,00% SOMA 89,20% Nota-se que apesar da concessionária possuir poucos conjuntos atípicos há uma forte presença de descritores de desempenho baseados na própria distribuidora 17,2%. Os quais certamente devido ao desempenho da concessionária não estariam do 2º decil da função de distribuição empírica que define os benchmarks. Somando-se a isso nota-se a forte presença de distribuidoras como CPFL-Paulista (DEC global real em 2012 = 7,48 e FEC global real em 2012 = 5,37); ELEKTRO (DEC global em real 2012 = 9,82 e FEC global real em 2012 = 5,33); CEMIG (DEC global em real 2012 = 14,73 e FEC global real em 2012 = 7,03), dentre outras, com valores bem abaixo dos realizados pela Celtins em 2012 que foram de: (DEC = 35,80 e FEC = 23,16), ou seja, valores realizados bem acima. Outro detalhe importante que se salienta se desenvolve no uso de um indicador de comparação socioeconômica, somente CELPA, CELPE, COELBA, COELCE e Energisa Paraíba - EPB, encontram-se em regiões de complexidade socioeconômica mais elevada se considerado como proxy o ajuste do modelo de perdas de energia do sub-módulo 2.6 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET. Em termos operacionais a Celtins está sendo comparada às distribuidoras com realidade operacional bastante distinta dentro de outras características ambientais não contempladas 37

38 no modelo de ajuste das metas de benchmark. As distribuidoras tabeladas acima representam 89,2 % dos conjuntos comparáveis aos conjuntos da Celtins. A comparação com o modelo de complexidade socioeconômica para o cálculo das perdas de energia dá uma boa ideia da complexidade social em termos de infraestrutura pública com a qual a distribuidora se defronta, mostrando que o grau de desenvolvimento econômico da região onde Celtins opera geralmente é mais complexo do que aquele nos quais seus benchmarks significativos operam. Soma-se isso as constatações já mencionadas quanto às características geográficas díspares na sua região de atuação. Principalmente no tocante a renda per capita, a topologia das redes e a sua densidade por km 2. Avançando um pouco mais nas análises acerca da relevância do método na identificação correta das dificuldades operacionais nas quais as distribuidoras se defrontam ao acompanhar o desempenho dos benchmarks, devem-se observar quais são o DEC e o FEC médio de todos os conjuntos identificados para as empresas semelhantes comparados com a heterogeneidade estimada pelo modelo. 38

39 DEC E FEC MÉDIOS DOS CONJUNTOS UTILIZADOS NA CLUSTERIZAÇÃO DA CELTINS Típico EMPRESA Het (méd) DEC (méd) FEC (méd) AMPLA 8,90% 27,88 14,62 CELG-D 9,90% 24,63 20,58 CELPA 8,10% 65,42 63,6 CELPE 9,40% 24,67 7,96 CELTINS 7,10% 47,6 40,15 CEMAT 10,30% 29,2 21,34 CEMIG-D 10,10% 17,69 8,07 CLFSC 8,30% 10,42 9,45 COELBA 8,70% 26,49 10,24 COELCE 10,40% 9,38 6,42 COSERN 8,90% 16,77 8,48 CPFL-Paulista 9,10% 8,22 6,76 ELEKTRO 8,70% 11,8 6,48 EMG 9,30% 15,2 11,59 ENERSUL 9,30% 16,27 9,43 EPB 8,60% 48,18 19,54 ESCELSA 10,40% 14,55 8,7 A não ser para o DEC da Energisa Paraíba - EPB e para os valores da CELPA, todos os outros conjuntos semelhantes das outras distribuidoras classificados como típicos para Celtins têm, no mínimo, valores realizados que são aproximadamente a metade daqueles realizados pela distribuidora, evidenciando uma grande disparidade, que devido às limitações do modelo de clusterização pode não ser só operacional, mas intrínseca as dificuldades ambientais da área de concessão. O resultado se deteriora sensivelmente, mostrando que tais conjuntos além de dificilmente comparáveis são também problemáticos para se gerenciar, dado os requerimentos da trajetória calculada. Conclui-se com esta análise que apesar das evidentes vantagens da metodologia regulatória adotada para o ajuste das semelhanças nos conjuntos elétricos, a metas do DEC e do FEC para as distribuidoras podem estar enviesadas devido à escolha apenas de atributos físicos para a análise. É importante que haja atributos de cunho georeferenciado, ambientais, sociais e de desempenho econômico das áreas de concessão que também devem ser considerados, sob o custo do não suporte operacional e financeiro por parte das distribuidoras no atendimento às metas propostas. 39

40 É evidente que pela constituição regional, social, econômica, logística, geográfica, hidrográfica, de infraestrutura, ceráunica e de maturidade de tais áreas de concessão que as metas podem estar inadvertidamente assinaladas. Uma vez que apenas o que é identificado pelo modelo são as semelhanças no projeto dos conjuntos elétricos e seus ramais de distribuição em termos das somas dos seus atributos. Todos esses fatores que caracterizam a tipicidade dos conjuntos elétricos, bem como a análise acerca dos efeitos que a metodologia de clusterização ocasiona nos conjuntos da empresa, se somam como empecilhos à obtenção de melhores resultados dos indicadores de continuidade e, principalmente, à realização de uma trajetória alinhada com a metodologia de redução contínua imputada pela ANEEL quando da definição dos limites anuais dos conjuntos elétricos. Outra leitura possível da situação é que a obtenção de resultados de continuidade satisfatórios e aderentes aos limites estabelecidos requererá da distribuidora a alocação de ações e, principalmente de investimentos, em toda a área de concessão da empresa, uma vez que não se observa uma concentração de exigência de melhoria em uma determinada região, e sim uma homogeneidade em todo o estado de Tocantins. A tabela a seguir apresenta numericamente a exigência de melhoria imputada aos conjuntos da Celtins. ANÁLISE DOS CONJUNTOS ELÉTRICOS E TAXAS DE MELHORIA DO DEC DEC Redução exigida no fim do ciclo Qtd de conjuntos Concentração de consumidores % do total de consumidores da empresa Até 10% ,9% Entre 10% e 20% ,8% Entre 20% e 30% ,2% Entre 30% e 40% ,7% Maior 40% ,4% Tem-se, como observado na tabela anterior, cerca da metade dos consumidores da Celtins (49,5%) estão posicionados em conjuntos elétricos cujos limites regulatórios deverão registrar redução percentual superior a 20% no último ano do ciclo tarifário comparativamente ao último ano homologado no ciclo anterior (2CRTP), no que se refere a DEC. Em quantidade de conjuntos, tem-se 49 neste universo o que representa mais da metade dos conjuntos da Celtins (73%). 40

41 Se forem somados a este montante aqueles conjuntos que deverão experimentar uma redução superior a 10% ao fim do ciclo, taxa essa que também impõe grande esforço à atuação da empresa, a parcela de consumidores eleva-se a 89,1%. Em termos de conjuntos, tem-se aqui 64 dos 67 existentes na empresa, o que representa 96% do total. Para o FEC as relações são ainda mais fortes conforme pode ser verificado na tabela a seguir. ANÁLISE DOS CONJUNTOS ELÉTRICOS E TAXAS DE MELHORIA DO FEC FEC Redução exigida no fim do ciclo Qtd de conjuntos Concentração de consumidores % do total de consumidores da empresa Até 10% 0 0 0,0% Entre 10% e 20% ,4% Entre 20% e 30% ,9% Entre 30% e 40% ,7% Maior 40% ,1% Como pode ser visto, a concentração de consumidores posicionados em conjuntos elétricos que deverão obedecer a uma taxa de redução superior a 20% ao final do ciclo é de 92,6%. Um universo de 60 conjuntos elétricos (89% do total). Quando se soma a este montante aqueles conjuntos que deverão obedecer a um taxa superior a 20% de redução, tem-se aí a totalidade de consumidores e conjuntos da empresa, não tendo qualquer universo de consumidores situados na faixa de até 10% de redução de FEC ao fim do ciclo. Ou seja, com base nas análises realizadas é possível perceber que a proposta regulatória para o período de 2013 a 2016 se volta para uma redução da distância entre os limites dos conjuntos, levando a uma maior uniformização da continuidade prestada pela distribuidora aos seus consumidores. Só que tal proposição não se coaduna com o estágio de desenvolvimento vivido pela distribuidora no 2CRTP e essa falta de entendimento das questões técnico-operacionais da empresa contribuiu para que as violações dos limites regulatórios ocorressem com frequência, afetando substancialmente a concessão por meio da ampliação dos valores pagos à título de compensação aos consumidores. 41

42 Análise de evolução dos indicadores de conformidade de tensão O processo de análise das condições da Celtins amplia-se aqui à avaliação da performance da empresa quanto à Qualidade do Produto ofertado aos consumidores de acordo com o estabelecido na Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST. O estudo, no entanto, se atem às condições relacionadas aos indicadores de conformidade de tensão (nível de tensão em regime permanente) por meio da avaliação do DRP E e DRC E 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 quando a ANEEL passou a receber os dados das medições amostrais de tensão das distribuidoras brasileiras - momento em que se propunha com esta ação o aperfeiçoamento das disposições relativas ao controle dos níveis de tensão em regime permanente no sentido de reforçar a atuação preventiva do regulamento, até o ano corrente. Não cabendo neste momento detalhar a forma tampouco a metodologia do cálculo, o gráfico a seguir ilustra o resultado dos indicadores DRP E e DRC E da Celtins ao longo do período informado. RESULTADOS DOS INDICADORES DA QUALIDADE DO PRODUTO NA CELTINS 4% CELTINS DRP E e DRC E 3% 3,05% 3,32% 2,28% 2% 1% 0% 1,86% 1,92% 1,53% 1,56% 1,60% 1,19% 1,21% 0,83% 0,91% 0,70% 0,75% 0,67% 0,74% 0,50% 0,46% 0,41% 0,03% 0,15% 0,02% DRCE DRPE DRCM DRPM Observa-se que os indicadores da Celtins observaram até o ano de 2010 comportamentos de violação dos limites regulatórios, ora relativo a tensão precária (DRPE), ora relativo à tensão crítica (DRCE). Porém a partir de 2011, observa-se um comportamento altamente favorável com resultados inferiores aos limites regulatórios em margem confortável. 42

43 (b) Compensações pagas Indicadores de continuidade individuais Após a análise que envolve os resultados e limites de indicadores de continuidade coletivos (DEC e FEC) é importante uma avaliação, dos indicadores de continuidade individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI), dada a correlação natural entre essas instâncias da regulamentação da Qualidade do Serviço. Nesse âmbito a avaliação recai sobre os resultados 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 Celtins. 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 CELTINS QTDE COMPENSAÇÕES (mil) COMPENSAÇÃO (R$) mil Depreende-se da tabela anterior que a Celtins observou uma elevação do montante em 2012 relativamente aos dois anos anteriores. Esse resultado em 2012 gera um comprometimento de Parcela B da distribuidora com o pagamento de compensações aos seus consumidores extremamente alto, em termos setoriais, ou o 4º pior do país (2,98%), como pode ser observado na tabela a seguir: 43

44 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 O ranking setorial foi construído considerando a Parcela B atual e as compensações pagas pelas distribuidoras em 2012, para fins de orientação desse trabalho. Se a empresa consegue manter seu realizado distante dos limites regulatórios, em termos de indicadores coletivos (manutenção da margem de segurança), é sinal que em termos de indicadores individuais não são encontradas dificuldades significativas em atender as Tabelas do PRODIST. Entretanto, se existe uma busca pela uniformização do atendimento na área de concessão, do ponto de vista regulatório, não reproduzida nas ações em campo, o resultado é a ampliação das penalidades. O desafio da Celtins para os próximos anos é buscar praticar um perfil de atendimento aderente à trajetória regulatória, pois, caso contrário, o comprometimento da Parcela B vai se tornando maior, afetando os resultados da empresa. A tabela anterior evidencia a posição desfavorável da distribuidora em termos setoriais. 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. 44

45 Outra importante análise, que suscita ao se aprofundar nos resultados de compensações pagas na Celtins, tem relação com a distribuição das mesmas entre seus conjuntos elétricos. Conforme detalhado anteriormente, o modelo de clusterização carece de informações adicionais que dariam uma caracterização mais robusta dos conjuntos elétricos das distribuidoras. Tal fato implica, como citado, numa fragilidade metodológica quando da definição dos limites anuais dos conjuntos. Essa condição resulta, de maneira inevitável, na extensão da mesma fragilidade aos limites dos indicadores de continuidade individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) já que estes são obtidos com base nos limites de DEC e FEC de cada conjunto elétrico. A tabela a seguir apresenta informações que permitem uma avaliação deste fato. Os dados foram obtidos a partir de análise dos resultados de compensações pagas durante o ano de 2012 sobre todos os 67 conjuntos elétricos existentes na distribuidora naquele momento. CONJUNTOS ELÉTRICOS SEM VIOLAÇÃO COLETIVA, MAS COM COMPENSAÇÕES PAGAS Qtd Conjuntos Elétricos não violados Representatividade no total de conjuntos da empresa Representatividade no DEC Empresa Representatividade no FEC Empresa Representatividade no montante de compensações pagas 33 49,3% 32% 43% 24% Depreende-se, a partir da análise da tabela anterior, que para 49,3% dos conjuntos elétricos da Celtins que não apresentaram violação de limites anuais de DEC e FEC em 2012, conjuntos estes que responderam por 32% e 43% do DEC e FEC global da distribuidora, respectivamente, a representatividade do montante total de compensações pagas é de 24%. Ou seja, tem-se um cenário onde a concentração de esforços que resultam em efetividade nos resultados do DEC e FEC, não promove de forma homogênea um resultado satisfatório no montante de compensações pagas. O desequilíbrio demonstrado na tabela mostra-se um desafio à gestão da empresa e um obstáculo adicional quando da definição de ações de recuperação e redirecionamento a serem aplicados na distribuidora ao longo do período de transição. Indicadores de conformidade da tensão Como consequência dos índices de conformidade de tensão já aqui apresentados, tem-se um dispêndio relativo às compensações individuais pagas aos consumidores - por força da violação 45

46 dos limites individuais de DRP e DRC, seja ela originada em processos amostrais ou por solicitação dos próprios consumidores.o gráfico a seguir ilustra essa situação. COMPENSAÇÕES POR VIOLAÇÕES NA QUALIDADE DO PRODUTO R$ 500,00 CELTINS R$ 450,00 R$ 400,00 R$ 350,00 R$ 300,00 R$ 250,00 R$ 200,00 R$ 150, R$ 100,00 R$ 50,00 R$ Valor de compensações (R$/mil) 119 Diferentemente do que se observa nas compensações por violação dos indicadores de continuidade, aqui o cenário se mostra em condição mais favorável na área de concessão da empresa, haja vista a redução que se observa em 2012 relativamente a Adicionalmente tem-se um resultado em 2013 (relativo aos dois primeiros trimestres do ano) que aponta para a manutenção do índice de 2012 (ou próximo dele). O resultado não se mostra assim um problema para a empresa no atendimento ao mercado consumidor. Tal conclusão é reforçada pelo resultado dos indicadores DRPE e DRCE (destacados anteriormente) que apresentam um comportamento adequado e também através das análises que consideram a performance de distribuidoras similares à Celtins como forma de comparação. O gráfico a seguir ilustra essa avaliação. 46

47 COMPENSAÇÕES POR CONFORMIDADE DE TENSÃO: COMPARATIVO SETORIAL R$ 600,00 Compensações por conformidade do nível de tensão (R$/mil) 533 R$ 500, R$ 400, R$ 300, R$ 200, R$ 100,00 R$ CELTINS CEMAT ENERSUL CERON ELETROACRE CELG-D COELBA Obtém-se na análise do gráfico anterior um comportamento que, para aquelas distribuidoras similares à Celtins, em termos de pagamentos de compensações os montantes são superiores ao que é atualmente praticado pela Celtins. Importante novamente citar que as empresas adotadas como comparáveis à Celtins 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 Celtins deve ser inserida, tal qual as demais que não vivem este movimento de recuperação judicial, nas discussões e variações que o regulamento poderá impor com base nos resultados da Audiência Pública 093/2013. Audiência essa que propõe profunda e impactante alteração do 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. 47

48 Nas tabelas seguintes apresentamos os Autos de Infração e Termos de Notificação citados acima, com destaque para a tabela com os Autos de Infração que tramitam na esfera Judicial. AUTOS DE INFRAÇÃO nº Tema Auto de Infração Penalidade Inicial (R$) Penalidade pós Recurso (R$) Situação 1 Indicadores de Continuidade 002/2007-SFE , ,58 Ação Judicial 2 Indicadores de Continuidade 001/ , ,65 Ação Judicial 3 Indicadores de Continuidade 096/2010-SFE , ,56 Ação Judicial 4 Indicadores de Continuidade 032/2007-SFE , ,38 Ação Judicial 5 Indicadores de Continuidade 047/2009-SFE , ,37 Ação Judicial 6 Técnica 123/2012-SFE , ,75 ANEEL 7 Obrigações Setoriais 086/ , ,46 Ação Judicial 8 Técnica e Comercial 103/2009-SFE , ,38 Ação Judicial 9 Inconsistência no preenchimento do RIT 009/ , ,21 ANEEL TERMOS DE NOTIFICAÇÃO nº Termo de Notificação Tema 1 240/1999 SFF Atraso na assinatura do Contrato de Prestação de Serviço de Transmissão entre o ONS e os concessionários de transmissão 2 042/1998 SFE Fatos apurados durante a fiscalização novembro/ /2000 SFE Não cumprimento de metas anuais dos índices de continuidade DEC e FEC de /2001 SFF Apresentação de Prestação Anual de Contas ( PAC ) do exercício de 2000 com incorreções 5 218/2001 SFF Apresentação de informações solicitadas pela ANEEL de forma incorreta 6 128/2002 SFE Fiscalização realizada no período de 15 a 19/04/ /2002 SFF Apresentação de PAC do exercício de 2001 com incorreções 8 089/2003 SFF Relatório de Fiscalização do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica 9 412/2004 SFG Fiscalização realizada quando da avaliação da Base de Remuneração dos Ativos da CELTINS / SFE Descumprimento de metas mensal, trimestral e anual dos indicadores de continuidade DEC e/ou FEC, referentes ao ano de /2008 SFE Fiscalização dos Programas de Universalização e Luz Para Todos /2011 SFE Fiscalização: período de 23 a /2011 SFE / /2012 SFF Fiscalização: período de 23 a Não conformidades apontadas: procedimentos adotados pela CELTINS no processo de restituição dos valores aportados por solicitantes para execução de obras visando antecipar seu atendimento a pedido de fornecimento, no âmbito dos planos de Universalização e Programa Luz Para Todos. Fiscalização: período de a Não conformidades apontadas: apropriações dos custos incorridos com os investimentos efetuados no período de a estavam em conformidade com o estabelecido no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico - MCSE Fiscalização: período de 02 a Não conformidades apontadas: adequação da aplicação dos procedimentos determinados pelo Submódulo 2.3 Base de Remuneração Regulatória dos Procedimentos de Regulação Tarifária PRORET. Dentre as sanções regulatórias impostas pela ANEEL à empresa, destaca-se o Auto de Infração nº 086/ que resultou em multa de R$ 1,5 milhão (valor histórico) 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 Celtins se encontram entre as quinze maiores do setor, conforme mostra o gráfico abaixo, com base nas informações extraídas da ABRADEE para o ano de

49 É visível ao longo dos anos o esforço dispendido pela Celtins no combate as perdas e consequente diminuição embora esteja estagnada nos últimos anos. Desde 2006 o patamar de perdas decresceu 25%, como apresentado na figura a seguir. As variações observadas são atribuídas a dois fatores, quais sejam: 1. Intensificação das ações de fiscalização e regularização. 2. O crescimento da Energia Suprida, parcela que compõe a energia requerida total, contribui fortemente nas variações observadas na perda total, especialmente na Perda Técnica. Os gráficos abaixo mostram o 49

50 comportamento da energia suprida, onde se observa a forte correlação entre as estas variáveis. A área de concessão da Celtins caracteriza-se por ter grande potencial de geração hidrelétrica distribuída conectado à rede de distribuição que causa, em determinadas épocas do ano, um fluxo passante de energia a ser exportada que, como consequência, aumenta o nível de perdas técnicas do sistema, como ilustrado. Esse efeito, inclusive, foi detectado no momento da revisão tarifária da empresa em julho de 2012, onde as perdas técnicas aumentaram de 10,7% do 2º ciclo para 13,3% no 3º ciclo. Destaca-se, a partir dos gráficos acima, que o aumento de perdas na área de concessão da Celtins desde 2011 foi em função do aumento da perda técnica (fruto do aumento da energia passante no sistema), pois a trajetória de perda não técnica demonstra um esforço da empresa ao longo do período. As principais razões para o aumento das perdas técnicas na rede A2 da Celtins, se deve: A entrada em opera o das H s Areia e Água impa no sudeste do estado que escoam a energia gerada para a barra de Palmas. 50

51 Aumento das perdas técnicas referente ao fluxo passante na LT Tocantinópolis Xambioá (138 kv), cabo 394,5 MCM, com 132 km de comprimento, construída dentro do período do 3º ciclo tarifário. Ao crescimento do mercado da ordem de 50% dentro do ciclo tarifário. Ilustração entrada da geração distribuída (PCH Areia e Água Limpa) A Perda Não Técnica sobre o Mercado de Baixa Tensão (Perda BT) vem apresentando valores acima do Limite Regulatório estabelecido no atual ciclo revisional (3º ciclo revisional), conforme se vê na figura a seguir. O patamar de 2013 está 5,02 pontos percentuais acima do limite estabelecido (1,04%) o que demonstra uma drástica mudança de limites. 51

52 Na Celtins há uma gerência responsável pela gestão das ações de combate às perdas não técnicas que se encontra ligada à superintendência comercial. Nesta gerência há duas coordenações, sendo uma de recuperação de perda e outra de medição. Apesar do enorme esforço no combate as perdas por parte da Celtins, a perda real ainda se encontra em patamar de perda acima daquela fixada pelo Regulador, como é ilustrado no gráfico a seguir, referente ao período do 3º ciclo revisional. Este descasamento e sua consequência serão abordados na Seção 7.03 deste documento. 52

53 Perda Real versus Perda Regulatória 15,6% 15,7% 14,8% 14,8% 15,9% 16,0% 17,5% 17,0% 16,4% 15,9% 13,9% 13,9% Perda Global (Homologada) Perda Real Efetivamente a não cobertura dos custos com perdas de energia é um problema que agrava a concessão e a contribuição colocada ressalta isto, demonstrando a retirada de capacidade financeira da Celtins 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$ 18 milhões da concessão até o final do ciclo tarifário atual, pelo não repasse tarifário. (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; 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 53

54 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 Celtins 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) 8. Além do o ressarcimento devido à incorporação de redes para atendimento à universalização, a Resolução Normativa 250/2007, revogada pela Resolução Normativa 414/2010, estabeleceu os procedimentos para fixação do encargo de responsabilidade da concessionária e para cálculo da participação financeira do consumidor. O artigo 12 da referida Resolução estabeleceu que em relação aos pedidos de aumento de carga ou de novas ligações, efetivados a partir da publicação da Lei nº /2003, as distribuidoras deveriam realizar os respectivos acertos financeiros e contábeis no prazo de 01 ano de sua publicação, ou seja, 13/02/2008. Segundo valores apurados, relativos à , a distribuidora possui um montante aproximado de R$ 29 milhões para incorporação de redes e devolução aos consumidores dos valores antecipados no âmbito do Programa de Universalização, adicionados aos valores devidos no atendimento ao escopo da Resolução 250/07 (revogada pela Resolução 414/10) e valores a vencer para restituição das antecipações para as obras executadas a partir de 12/07/2011, nos termos da Resolução e, as obras com valores acima de 03 (três) vezes o custo unitário do PLPT. 8 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 ) 54

55 (f) Nível Tarifário O Contrato de Concessão nº 52/1999, que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins (Celtins), define a data de 04 de julho de cada ano para a realização dos eventos tarifários. A terceira revisão tarifária periódica ocorreu em julho de 2012 e em 2013 realizaram dois eventos tarifários, a revisão tarifária extraordinária em janeiro e o próprio reajuste tarifário em julho passado. A Revisão Tarifária Periódica de 2012 da Celtins foi deliberada na Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL realizada no dia 03/07/2012, cujo resultado representou, em média, um reposicionamento das tarifas homologadas no ano anterior de -2,23%, sendo -6,71% referentes ao Reposicionamento Tarifário RT econômico e 4,48% relativos aos componentes financeiros pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.320, de 03 de julho de A Celtins interpôs Pedido de Reconsideração contra o resultado da sua Revisão Tarifária Periódica de 2012, o qual foi analisado pela SFF e SRE. Na reunião de Diretoria do dia 25/06/2013 o Dispositivo do Voto do Diretor-Relator considerou dar pro imento parcial ao Pedido de Reconsideração interposto pela Celtins contra a REH nº 1.320/2012, que homologou o resultado da terceira Revisão Tarifária Periódica da concessionária, no sentido de redefinir alores da ase de Remunera o da concessionária. or meio da Nota cnica nº 6 3- SRE/ANEEL, de 25/06/2013, calculou-se o qual seria o novo Índice de Reposicionamento Tarifário a partir da Base de Remuneração informada no Memorando nº 791/2013-SFF/ANEEL. Tal diferença equivale a um acréscimo de 1,95% da Parcela B homologada na revisão tarifária de Com respaldo na Medida Provisória n 579/2012, convertida na Lei n , de 11 de janeiro de 2013, as tarifas da Celtins de 2012, foram recalculadas para refletir os efeitos da renovação das concessões de geração, transmissão e distribuição, além da redução dos encargos setoriais. O reajuste tarifário de 2013 ensejou um impacto médio das tarifas de 11,03%. A Parcela A variou 12,41% e a Parcela B 2,77%. Os itens financeiros (financeiro do ano mais reversão do ano anterior) variaram -4,09%. A seguir mostra a atual composição da tarifa média da Celtins: 55

56 Composição Tarifa Média 45% 55% 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 é apresentada a composição da Parcela A da Celtins. Composição Parcela A 83% 3% Transporte Energia Encargos 14% 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 participação é de contratos bilaterais e de energia regulada (CCEARs de energia velha e nova), que somam 88% da carteira, como mostrado abaixo. 56

57 Composição Compra de Energia (R$) 42% 0% 4% 8% Cotas Energia Renovada Cota Angra Geração Própria Itaipu 47% Compra de Energia (R$) Bilaterais CCEAR No transporte quase a totalidade é oriunda de custos atrelados à rede básica. Composição Transporte 0% Uso do sistema de distribuição 100% Rede Básica Transporte de Itaipu 0% Transporte Em relação aos encargos setoriais, o destaque fica por conta dos encargos de segurança do sistema (ESS) e de energia de reserva (EER), que representam 60%. Este encargo está diretamente atrelado ao despacho térmico de reserva e base e pode variar ano a ano, dependendo das condições dos reservatórios das hidroelétricas. 57

58 Composição Encargos 21% 13% 0% ONS P&D e PEE Proinfa 3% 2% 60% Encargos ESS/EER CDE Taxa de Fiscalização Por fim, destaca-se a composição da Parcela B da Celtins, onde a maior parte é formada pelos custos operacionais. Ressalta-se que a capacidade de caixa regulatório (EBITDA regulatório) representa 21% (10% de remuneração e 11% de reintegração). Composição Parcela B 2% 10% 11% 7% Anuidades AIS não Elétrico Reintegração Remuneração 70% Receitas Irrecuperáveis Custos Operacionais Parcela B Destaca-se, desde já, que a representatividade do EBITDA regulatório da Celtins destoa completamente das demais concessões, já indicando uma geração baixa de caixa frente aos riscos e desafios da concessão, como será citado mais adiante. 58

59 3ª Revisão Tarifária Periódica A terceira revisão tarifária da Celtins, ocorrida em julho de 2012, 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$ 247,3 milhões, como mostrado a seguir. Custos Operacionais R$ Mil Custos Operacionais Receitas Irrecuperáveis - Encargos Setoriais 246 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$ 50,7 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$ 172,2 milhões, foi fruto da composição da variação do produto e dos indicadores financeiros (IGP-M e IPCA), a seguir apresentados. Vetores Custos Operacionais Varia o total do produto ( ) - R a 3 R 22,9% Variação anual do produto 8,3% Índice de Produtividade do OPEX 0,8% Variação IPCA 17,6% Variação IGPM 20,1% O produto (km redes, unidades consumidoras e mercado) variou entre o 2º e 3º ciclo 22,9%, o que representa uma variação anual de 8,3%. O IPCA e o IGP-M variaram, respectivamente, 17,6% e 20,1%. 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 Celtins para o 3º ciclo. 59

60 Fator X % aa Fator Pd 1,26% Fator T 0,02% Quanto a Base de Remuneração, abaixo apresentada, mostra que 49% do valor novo de reposição (VNR) é oriundo de ativo de terceiros (doações ou Obrigações Especiais OE) e 9% são ativos totalmente depreciados. O resultado é que 58% dos ativos da Celtins não recebem remuneração, tampouco depreciação. A Base de Remuneração Líquida (BRRl), por sua vez, representa somente 14% do VNR. Base de Remuneração R$ Mil Valor Novo de Reposição (VNR) Obrigações Especiais (OE) Bens totalmente depreciados (DEPR) OE / VNR 49% DEPR / VNR 9% Base de Remuneração Bruta (BBRb) Base de Remuneração Líquida (BBRl) BRRl / VNR 14% Remuneração do Capital Taxa de Remuneração Efetiva (%) 9,2% Reinteração do Capital Taxa de Reintegração Efetiva (%) 3,7% A taxa de reintegração (ou depreciação) homologada foi de 3,7%, enquanto que a taxa de remuneração efetiva foi de 9,2%. 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 (9,2%) explicase pela remuneração de ativos oriundos de recursos da RGR (1,65% para investimentos no PLPT e 3,62% para demais ativos). No caso da Celtins, porém, o que de fato chama a atenção é a grande disparidade entre o VNR dos ativos da concessão e as Bases de Remuneração Bruta e Líquida homologadas na 3ª RTP. A BBRl monta apenas 14% do ativo da concessionária. Ou seja, em termos regulatórios, os ativos que devem ser geridos pelo concessionário, mas que não proporcionam qualquer remuneração por essa gestão (OE) é maior que a parcela sobre a qual incide remuneração 60

61 (BRRl). A concessionária, portanto, é responsável por uma concessão sobre a qual incide remuneração e por outra, maior, pela qual responde por todas obrigações cabíveis, mas não recebe qualquer remuneração. Além da alta proporção de investimentos não onerosos, observa-se que 9% dos ativos da Celtins já estão totalmente depreciados, o que reduz os montantes de remuneração e a amortização e, consequentemente, implica em uma baixa capacidade de geração de caixa (Caixa Regulatório). Essa distorção entre ativo remunerável e ativo não remunerável merece atenção, uma vez que se constata a existência de uma concessão a ser gerida sem remuneração que é maior que a base de remuneração líquida homologada para o 3º ciclo tarifário. Tal situação aumenta expressivamente a relação risco/retorno para o concessionário. Ainda nesse contexto, foi feita a comparação entre o volume de ativos remuneráveis e ativos totais para outras empresas, de forma a analisar se ocorre situação semelhante à da Celtins em outras concessões. Foram utilizadas: (i) empresa similar à Celtins em número de clientes e Parcela B (EMG); (ii) empresas que reconhecidamente enfrentam problemas de capacidade de investimento, ou seja, não renovam os ativos no tempo adequado e atendem minimamente a expansão (CEB e CELG). Nesse caso, o ativo não amortizado tende a se reduzir, sem a compensação da entrada de novos ativos. É de se esperar, portanto, que a BRRl dessas empresas corresponda a uma menor proporção dos ativos totais, quando comparadas a outras empresas onde essa baixa capacidade de investimento não é verificada; (iii) concessão madura, na qual a entrada de novos investimentos se dá em proporção consideravelmente menor que nas concessões em crescimento (Eletropaulo). Como há muitos ativos totalmente depreciados, é de se esperar que a relação BRRl/AIS seja relativamente pequena para esse tipo de empresa; (iv) empresas semelhantes à Celtins nos aspectos: localização regional, ritmo de expansão, custo de mão de obra, entre outros (COELBA, CEMAR, CELPA, EPB, COELCE, ESE, Cemat). A tabela a seguir apresenta os dados levantados. 61

62 Empresa AIS (R$) BRL (R$) BRL/AIS (%) Celtins ,8% EMG ,4% CEB ,8% CELG ,1% Eletropaulo ,5% COELBA ,7% CEMAR ,0% Celpa ,8% CEMAT ,6% ESE ,0% COELCE ,2% EPB ,7% 50% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 13% 23% Cel ns EMG BRL/AIS (%) 44% 38% 39% 40% 40% 41% 28% 28% 29% 31% CEB CELG Eletropaulo COELBA CEMAR Celpa CEMAT ESE COELCE EPB Fonte: ANEEL Observa-se que a Celtins apresenta uma relação entre ativo remunerável (BRRl) e ativos totais (AIS) de 13,9%, a menor entre as empresas analisadas. A concessionária que mais se aproxima é a EMG, empresa com Parcela B e número de clientes semelhante, que mesmo assim possui uma relação que é 1,7 vezes a apresentada pela Celtins. Conforme mencionado, esperava-se que as empresas com problemas na capacidade de investimento (CEB e CELG) e empresas mais maduras (Eletropaulo) apresentassem proporções BRRl/AIS baixas. De fato, essa três empresas apresentaram os 3º, 4º e 5º menores resultados entre as concessionárias analisadas (27,8%, 27,5% e 28,5%, respectivamente). Entretanto, observa-se que, apesar de comparativamente inferiores, esses percentuais ainda foram muito superiores (2 vezes) ao apresentado pela Celtins, de 13,9%. Quando se analisa as empresas que possuem características gerais semelhantes à Celtins (COELBA, CEMAR, CELPA, EPB, COELCE, ESE, Cemat), a distorção se torna ainda mais clara. Essas empresas, apesar de estarem em condições semelhantes às da Celtins, apresentam em média percentuais que correspondem a 2,8 vezes o apresentado pela empresa. Ou seja, além de prejudicial, a distorção entre ativo remunerável e ativo não remunerável é um problema que não ocorre generalizadamente no segmento de distribuição de energia elétrica, o que aumenta ainda mais o seu risco associado. A elevada participação das Obrigações Especiais na Base de Remuneração Líquida da Celtins fica evidenciada quando comparado com as demais concessionárias, como mostrado na tabela a seguir. 62

63 Empresa BRRL (R$) Obrigações Especiais Brutas Obrigações Especiais / BRL Celtins ,5 EMG ,2 CEMAR ,8 CELG ,8 ESE ,8 CEMAT ,7 Eletropaulo ,7 CEB ,5 EPB ,5 COELCE ,4 COELBA ,4 Celpa ,3 Observa-se que as Obrigações Especiais da Celtins correspondem a 3,54 vezes a BRRl da empresa. Essa relação é significativamente mais elevada que a das demais concessionárias analisadas, entre as quais maior relação encontrada foi a da EMG, de 1,2 vezes. Fez-se também uma análise relacionando o montante de ativos da concessionária e a sua extensão de rede e número de consumidores. A tabela a seguir apresenta esses montantes e as relações entre eles. Empresa Extensão de rede (km) Número de consumidores AIS/ rede (R$/km) AIS/cliente (RS/cliente) BRRL/rede (R$/km) BRRL/cliente (R$/cliente) Rede/Cliente (km/cliente) Celtins ,16 EMG ,07 CEB ,02 CELG ,08 Eletropaulo ,01 COELBA ,05 CEMAR ,06 Celpa ,06 EPB ,06 COELCE ,04 ESE ,04 CEMAT ,10 Fonte: ANEEL Observa-se que a Celtins, apesar de possuir uma extensão de rede semelhante à média das empresas analisadas, é a concessionária que apresenta a menor relação BRL/rede. O mesmo não ocorre quando se analisa a relação AIS/rede da concessionária, que apresenta valor relativamente compatível com as demais. Ou seja, isso significa que o desembolso próprio para 63

64 construir um quilômetro de rede da Celtins é comparativamente muito pequeno, uma vez que ela se utiliza de uma grande quantidade de recursos não onerosos (Obrigações Especiais). Entretanto, quando analisa-se a relação rede/cliente, tem-se que a Celtins apresenta a maior relação entre as empresas analisadas. Ou seja, apresar de conseguir uma rede comparativamente mais barata, a empresa precisa de uma extensão maior para atender cada cliente, dada a dispersão geográfica desses. Tal fato faz com que o custo total da rede seja elevado. Ainda a respeito da relação custo/rede, observa-se que a Eletropaulo apresenta um resultado (tanto AIS/rede, quanto BRRl/rede) muito superior ao das demais empresas. Isso ocorre devido às características da concessão da Eletropaulo. A empresa atua basicamente em áreas urbanas densamente ocupadas, o que significa que precisa de menos rede para atender cada cliente, e possui grande parte de sua rede subterrânea, o que aumenta os custos por se tratar de tecnologia mais cara. Essas particularidades fazem com que relação custo/rede da empresa seja elevada. Ainda a respeito da base de ativos, outra análise que deve ser feita é a da evolução da base de remuneração regulatória da Celtins entre ciclos revisionais de tarifas. A tabela a seguir apresenta essa evolução. Diferença 1a Diferença 2a 1a RTP (R$) 2a RTP (R$) 3a RTP (R$) Descrição e 2a RTP e 3a RTP A B C (B-A) / A (C-B) / B Ativo Imobilizado em Serviço (VNR) ,10% Obrigações Especiais ,87% Bens Totalmente Depreciados ,90% Base de Remuneração Bruta - BRB ,54% 9,97% Base de Remuneração Líquida - BRL ,27% 11,15% A partir das informações da tabela, observa-se que a Base de Remuneração Líquida da Celtins sofreu um aumento de 29,27% entre a 1ª RTP e a 2ª RTP, passando de R$ 178,96 milhões (1ª RTP) para R$ 231,35 milhões (2ª RTP). Entre a 2ª RTP e a 3ª RTP, o valor do Ativo Imobilizado em Serviço da Celtins variou 46,1%. Entretanto, sua Base de Remuneração Líquida teve um acréscimo de apenas 11,15% nesse período. 64

65 Ou seja, entre a 2a e 3a RTP a Celtins utilizou basicamente de recursos não onerosos para aumentar seu AIS, o que fez com que a sua base de ativos remunerados da concessionária seja apenas 14% do seu AIS. Este último impacto é mostrado na parte do ativo adicionado após o 3º ciclo, onde já se encontra imobilizado mais de R$ 200 milhões de investimentos que não se encontram refletido na base de remuneração do 3º ciclo, agravando ainda mais a situação desta concessão. (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 15,73 MWmed em 2013 e de 9,55 MWmed em Estas ações minimizaram a subcontratação vislumbrada para Celtins para esses anos. O preço médio atual de compra de energia da Celtins é igual a R$ 123,35/MWh. Em relação à compra de energia da empresa, merecem destaque os contratos oriundos da desverticalização das atividades de geração. Em virtude da Lei nº 9.074/95, com redação dada pela Lei no /04 que estabeleceu que as concessionárias de distribuição não mais poderiam desenvolver atividades de geração e transmissão de energia a Celtins realizou a segregação das atividades, transferindo as concessões de geração que lhe foram outorgadas pelo Poder Concedente para as empresas Socibe Energia S.A., Isamu Ikeda Energia S.A. e Alvorada Energia S.A., com as quais celebrou novos contratos de suprimento de energia em novembro de Em setembro de 2006, a ANEEL anuiu com a transferência da totalidade das ações das empresas de geração do grupo Rede, para a empresa ENEL Brasil Participações tda ( N ). Entretanto, ao longo do tempo observou-se descasamento entre a tarifa praticada no contrato e faturada pelas empresas da ENEL à Celtins e aquela calculada e homologada pela ANEEL. Atualmente, a tarifa homologada pela ANEEL (Resolução Homologatória 1564/13) é R$ 225,51 por MWh, enquanto o preço faturado é R$ 259,51 por MWh. Estes contratos respondem por cerca de 15% do total de contratos de compra de energia da Celtins. A discrepância apontada 65

66 representa em valores atuais um saldo em desfavor da distribuidora da ordem de R$ 10 milhões/ano. (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. 66

67 Conforme informações de conhecimento da ANEEL, a empresa Celtins possui expressivo saldo a aplicar em P&D e PEE, como pode ser avaliado a partir do quadro a seguir: Saldo em junho/2013 do P&D e PEE A empresa que acumular, em 31 de dezembro de cada ano, na Conta Contábil de P&D montante superior ao investimento obrigatório dos 24 meses, incluindo o mês de apuração, estará sujeita às penalidades previstas na Resolução Normativa nº 63 de 12 de maio de 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 Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins 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$321,4 Milhões, sendo R$309,0 Milhões ou 96,2% investidos em Ativos Elétricos e R$12,1 Milhões ou 3,8% investidos em Ativos Não Elétricos ,0 Investimentos adicionados ao AIS após data de corte 3º CRTP ,0 Investimentos adicionados ao AIS após data de corte 3º CRTP 3,8% 96,2% ,0 Total Adição AIS Elétricos Não Elétricos Elétricos Não Elétricos 67

68 Dos investimentos em Ativos Elétricos, R$224,2 Milhões ou 72,5% foram realizados com Recursos Próprios e R$84,9 Milhões ou 27,2% foram realizados com Recursos de Terceiros. Da origem dos Recursos de Terceiros, R$2,5 Milhões ou 3,1% tiveram origem na Participação Financeira do Consumidor, R$82,3 Milhões ou 96,9% tiveram origem na Universalização do Serv. Público de Energia Elétrica. Investimentos Elétricos adicionados ao AIS após data de corte 3º CRTP Investimentos Elétricos adicionados ao AIS após data de corte 3º CRTP , ,0 27,5% ,0 72,5% Elétricos Recursos Próprios Recursos Terceiros Elétricos Recursos Próprios Recursos Terceiros Recursos Próprios Recursos Terceiros Do montante de investimentos em Ativos Elétricos, R$182,0 Milhões ou 58% foram investidos em Redes de Distribuição de Média Tensão, R$30,3 Milhões ou 10% foram investidos em Redes de Distribuição de Baixa Tensão, R$59,9 Milhões ou 20,0% foram investidos em Rede de Distribuição de Alta Tensão, R$33,3 Milhões ou 11% foram investidos em Subestações de Media e Alta Tensão e os investimentos em aquisição de máquinas e equipamentos foram de R$3,3 Milhões ou 1,0% do total do investimento elétrico. 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 MT (25 kv a 44 kv) Redes AT (69 kv) , , , , , , , ,0 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. 68

69 Investimentos Elétricos adicionados ao AIS após data de corte 3º CRTP 1% 1% 5% 5% 10% Redes BT ( < 2,3 kv) Redes MT (2,3 kv a 25 kv) 9% 15% Redes MT (25 kv a 44 kv) Redes AT (69 kv) 11% Redes AT (88 kv a 138 kv) SE MT (primário 30 kv a 44 kv) SE AT (primário de 69 kv) 43% SE AT (primário 88 kv a 138 kv) Demais Máq. e Equip. (j) Renovação das Concessões Conforme Contrato de Concessão de Distribuição de Energia Elétrica nº 52/1999, assinado em 28 de junho de 1999, a Celtins tem menos de 7 anos de concessão, que se encerra em 30 de janeiro de 2020, renovável por 20 (vinte) anos, mediante requerimento da concessionária a ser enviado e analisado nos prazos regulamentares. Assumimos nas premissas projeções deste trabalho que haverá uma renovação automática. Seção 4.03 Jurídico (a) Contingências Cíveis, Trabalhistas e Fiscais Contingências Cíveis e Trabalhistas Avaliando o RELATÓRIO PASSIVO JUDICIAL TRIMESTRAL, data-base em (informação principal considerada), e demais relatórios de ações judiciais disponibilizados pela Celtins, alcançam-se valores de provisão para contingências trabalhistas e cíveis 9, de perda provável, de cerca de R$ 16,6 milhões e R$ 7,2 milhões, respectivamente. Os mesmos relatórios apontaram, ainda, contingências de perda possível nos valores de R$ 9,8 milhões para ações judiciais trabalhistas e R$ 37,9 milhões para ações cíveis, além de ações judiciais classificadas como de perda remota, em valores elevados, de R$ 10,9 milhões para trabalhistas e R$ 54 milhões para ações cíveis. 9 Excluídas contingências regulatórias. 69

70 A análise detalhada das ações judiciais da Celtins e as visitas técnicas realizadas sugerem um ajuste adicional nas provisões. Diversas ações judiciais cíveis e trabalhistas, ainda que classificadas pela empresa como de perda provável, têm provisões constituídas em valores muito abaixo do necessário para o pagamento de eventual condenação pecuniária. Ademais, ações judiciais classificadas como de perda possível devem ser reclassificadas para de perda provável e provisionadas, especialmente aquelas referentes a indenizações por acidente, ressarcimento de investimento em expansão de rede (parcela judicial) e qualidade do serviço, na área cível; pagamento de horas extras, sobreaviso, verbas rescisórias, adicional de periculosidade e indenização por danos morais e materiais decorrentes de doença ocupacional e acidente do trabalho, na área trabalhista. A jurisprudência de nossos Tribunais permite dizer, com elevado grau de certeza, já na citação, 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). Na área trabalhista, destacam-se, ainda, as Ações Civis Públicas de terceirização e de segurança do trabalho, com pedidos de pagamento de dano moral coletivo nos valor somado de R$ 1,2 milhão, sem qualquer valor provisionado; além de ação coletiva proposta para pagamento de diferença de horas-extras e respectivos reflexos aos empregados da Celtins que trabalham 40 horas semanais, mas que tiveram suas horas extras calculadas considerando-se o divisor de 220 horas mensais, com sentença de procedência e condenação estimada de R$ 1,8 milhão, também sem provisão. 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 Celtins. 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 Celtins, bem como em informações e documentos levantados por meio de pesquisa independente, estimou a necessidade de provisões adicionais de R$ 3,6 milhões para processos trabalhistas, totalizando R$ 20,2 milhões de provisões trabalhistas, e R$ 29 milhões para processos cíveis, totalizando R$ 36,2 milhões de provisões cíveis. No âmbito da troca indireta do controle acionário da Celtins para a Energisa, considera-se que estas provisões serão ajustadas ainda sob a gestão dos Interventores. 70

71 Contingências Fiscais Os relatórios de ações judiciais disponibilizados pela Celtins indicam que não há qualquer valor provisionado para contingências fiscais, ainda que apontem uma contingência de perda possível no valor aproximado de R$ 140 milhões. A análise detalhada dos relatórios e documentos da Celtins revelou a existência de débitos em aberto, diversos processos administrativos e autos de infração fiscais para exigência de Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços ICMS não recolhido e multas isoladas, por conta de suposto aproveitamento indevido de crédito e compensações não declaradas. 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 Celtins, bem como em informações e documentos levantados por meio de pesquisa independente, estimou a necessidade de provisonamento no valor de R$ 40,8 milhões. No âmbito da troca indireta do controle acionário da Celtins para a Energisa, considera-se que estas provisões serão ajustadas ainda sob a gestão dos Interventores. 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$ 16,6 R$ 3,6 R$ 20,2 Provisão Atual - Cível Provisão Adicional Total Cível* R$ 7,2 R$ 29,0 R$ 36,2 Provisão Atual - Fiscal Provisão Adicional Total Fiscal R$ 40,8 R$ 40,8 Total Geral R$ 97,2 * Excluídas contingências regulatórias. 71

72 Seção 4.04 Operacional (a) Caracterização do Ativo O sistema elétrico da Celtins possui 5 pontos de conexão com a Rede Básica em 138 kv, 5 pontos de conexão com outras distribuidoras e 13 usinas conectadas ao seu sistema, descritos a seguir. PONTOS DE CONEXÃO DO SISTEMA Celtins Com relação aos equipamentos de subestações e linhas de distribuição, para disjuntores, reguladores de tensão e religadores, a divisão por idade encontra-se conforme tabela a seguir. VIDA ÚTIL DOS EQUIPAMENTOS EM CAMPO 72

73 Dos transformadores de força das subestações, 13% tem idade superior a 40 anos, 44% tem faixa de idade entre 21 e 40 anos e 43% tem menos de 20 anos, conforme tabela a seguir. Existe a necessidade de substituição dos equipamentos com vida útil superior a 40 anos, pois os mesmos representam riscos para o sistema. Esta necessidade é evidenciada pelo quantitativo de falhas nestes transformadores de força, demonstrada no gráfico a seguir, para o período 2009 até junho de Conforme se observa, a média neste período é de 5 falhas por ano. TAXAS DE FALHA EM TRAFOS DE FORÇA A Celtins possui um total de 103 subestações que se caracterizam pelo baixo nível de automação que também pode ser observado em suas redes de distribuição, conforme demonstra o quadro a seguir. 73

74 AUTOMAÇÃO NAS SUBESTAÇÕES Além do baixo nível de automação, outra característica verificada nas subestações é o alto percentual de utilização de fusível como proteção de transformadores e alimentadores. A seguir o detalhamento destes percentuais. ESQUEMAS DE PROTEÇÃO NAS SUBESTAÇÕES ESQUEMAS DE PROTEÇÃO NOS ALIMENTADORES Estas características impõem grandes dificuldades à operação do sistema impactando significativamente nos índices de continuidade do fornecimento e comprometendo a segurança dos eletricistas para operar estas instalações. É fundamental o direcionamento de investimentos para regularizar com urgência esta situação para reduzir riscos e permitir uma melhor capacidade de restabelecimento. A Celtins possui linhas de distribuição de alta tensão (SDAT) em configuração tipicamente radial nas tensões de 138 kv e 69 kv, algumas com centenas de quilômetros, sendo a primeira predominante, com 73% da extensão total. A predominância do sistema de distribuição de média tensão é de linhas de distribuição 34,5 kv com grande maioria apresentando configuração radial. A configuração elétrica dos circuitos distribuídos se caracteriza por um sistema elétrico com baixa flexibilidade para transferência de cargas. 74

75 Os quadros e gráficos a seguir demonstram a composição da rede de distribuição da Celtins de acordo com o tipo e nível de tensão. EXTENSÕES DE LINHAS E REDES POR NÍVEL DE TENSÃO As extensões de rede apresentadas nos quadros anteriores estão, em sua maioria, em áreas rurais. Esta característica e o estado precário das rodovias de acesso representam dificuldades adicionais para operação e manutenção do sistema elétrico como, por exemplo, a maior dificuldade de localização das falhas na rede, elevando, consequente, o tempo médio de atendimento de emergência. Os gráficos a seguir ilustram esta característica, assim como também demonstram os percentuais de rede de média tensão de acordo com seu tipo (monofásica ou trifásica), nível de tensão e percentual entre redes próprias e particulares. CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO 75

76 Com relação aos condutores das redes destaca-se que praticamente 100% da rede é composta por cabos nus não sendo utilizadas redes protegidas no sistema de média tensão ou redes isoladas na rede de baixa tensão. As fotos a seguir ilustram esta característica do padrão de rede da Celtins. FOTOS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO: REDES AÉREAS NUAS Para se adequar aos níveis de qualidade definidos para a Celtins será necessária a mudança do padrão de redes de baixa tensão para cabo isolado e intensificar o uso de rede protegida em áreas urbanas e em áreas de difícil acesso. Os cabos de rede de distribuição MT urbano tem predominância da bitola 2 e os cabos de redes de distribuição rural são formadas em sua maioria por cabo 4. CARACTERÍSTICAS DOS CONDUTORES ELÉTRICOS Com relação aos transformadores da distribuição o percentual de avarias no ano é de 5,6% sobre o total instalado e verifica-se que este percentual permanece estagnado ao longo dos últimos 3 (três) anos, conforme pode ser verificado no gráfico a seguir. 76

77 ANÁLISE ESTATÍSTICA DE AVARIAS EM TRANSFORMADORES O aumento significativo do sistema de distribuição atendido por meio de linhas de distribuição 34,5 kv (trifásicas) e 19,9 kv (monofásicas) representa um problema para a manutenção, operação e segurança do sistema Celtins, pois grande parte de seus consumidores são atendidos por estas linhas de distribuição, que possuem grandes distâncias em relação às subestações de origem (mais da metade dos municípios não possuem subestação). Além disso, as longas linhas de 34,5 kv possuem níveis de curto circuito baixos, prejudicando a coordenação e seletividade da proteção. Também cabe destacar que a área de concessão da Celtins apresenta valores elevados de resistividade do solo que, associado ao elevado índice ceráunico da região, contribuem para ampliar os problemas referentes à queima de equipamentos, principalmente, os transformadores de distribuição. Existem muitos circuitos com mais de 300 km de linha tronco como exemplo o trecho entre Ponte Alta e Chapada das Mangabeiras. Tais características de rede influenciam sobremaneira a gestão da qualidade do serviço de distribuição, contribuindo também para a elevação dos custos de operação e manutenção. Outro efeito a ser destacado com relação às extensas linhas de distribuição e baixa densidade de cargas é o efeito capacitivo. Este efeito traz dificuldades adicionais para o controle de energia reativa no sistema e, consequentemente, dificultam as questões relativas ao controle de nível de tensão e perdas técnicas no sistema de distribuição. As fotos a seguir ilustram a utilização de compensador síncrono na SE Paraíso II utilizado para compensação do efeito capacitivo das linhas. 77

78 IMAGENS DO COMPENSADOR SÍNCRONO NA SE PARAÍSO II Adicional ao efeito capacitivo, a geração conectada ao sistema Celtins, além de demandar investimentos no sistema também é um desafio para gestão adequada das perdas técnicas e nível de tensão, principalmente por sua característica sazonal. (b) Caracterização da Operação Os processos relacionados à operação da distribuição da Celtins estão sob responsabilidade da Superintendência de Operação que possui a estrutura com 6 gerências e 10 coordenações. A operação do sistema elétrico da Celtins é realizada de forma centralizada através de 1 Centro de Operação localizado em Palmas que realiza o despacho dos serviços técnicos e comerciais às equipes e controle e supervisão das subestações e equipamentos automatizados. Destaca-se que, apesar de as equipes da Celtins operarem desde 2008 de forma multitarefa, ou seja, atendendo serviços técnicos e comerciais, até setembro de 2012, a responsabilidade sobre o despacho das ordens de serviços era separada entre duas diferentes áreas, de acordo com sua característica (técnica ou comercial). A partir desta data, o Centro de Operação da Distribuição passou a ser a única unidade da Celtins responsável pelo despacho de forma unificada dos serviços operacionais. Para suportar a gestão dos serviços técnicos e comerciais o Centro de Operação conta com sistemas que realizam o despacho e acompanhamento dos serviços às equipes operacionais que recebem as informa ões por meio de A s ia rede G RS. ara o despacho dos ser i os comerciais é utilizado o sistema Elucid E-mobile e para despacho dos serviços técnicos o sistema UE-TEC. A Celtins utiliza o sistema Elipse E3 Power para controle e supervisão das subestações e equipamentos de redes de distribuição automatizados (Sistema SCADA). 78

79 Conforme já exposto anteriormente, o baixo nível de automação do sistema elétrico, tanto em subestações quanto redes e linhas de distribuição constituem-se grandes desafios para a operação do sistema. Outro ponto importante a destacar está relacionado à baixa cobertura de comunicação (dados e voz) que atualmente abrange apenas 60% do estado, conforme demonstrado no mapa a seguir. MAPA DA COBERTURA DE VOZ VHF NO ESTADO Desta forma, destaca-se a necessidade de investimentos para automação do sistema elétrico e de melhorias em sistemas que são considerados essenciais para alcance das metas dos indicadores de continuidade estabelecidas para a empresa. Com isto é de extrema importância à realização de ações para automatização das subestações, aumento do número de equipamentos (religadores e chaves) automatizados ao longo das redes de distribuição e ampliação da cobertura sistema de rádio digital VHF. Com relação à estrutura das equipes de operação, a Celtins possui 68% da força de trabalho formado por equipes terceirizadas e 32% próprias. É importante destacar que a forma de contratação dos terceiros é por disponibilidade de equipe não existindo, atualmente, cláusulas que incentivem a produtividade. Também é 79

80 importante ressaltar que a frota utilizada possui grande percentual de veículos de passeio (Uno), inadequados para a atividade e não são utilizados veículos com cesto aéreo. CARACTERÍSTICAS DAS EQUIPES DE CAMPO Outra constatação é o volume de atendimentos técnicos e comerciais que vem apresentando considerável elevação ao longo dos últimos anos, conforme será demonstrado no gráfico a seguir: EVOLUÇÃO DO NÚMERO DE OCORRÊNCIAS EMERGENCIAIS O número de serviços técnicos atendidos pelas equipes tem apresentado um significativo aumento ao longo dos últimos anos. Este aumento pode ser verificado através do número de ocorrências emergenciais que apresentou uma elevação de 75% da média mensal de ocorrências no período de 2010 a Cabe destacar que do total de atendimento emergenciais, 66% são atendimentos a ocorrências localizadas em área rural. A elevação da quantidade de ocorrências tem forte relação com a expansão da rede rural, principalmente em decorrência do Programa Luz para Todos, conforme já explanado 80

81 anteriormente. Desde 2007, o crescimento da extensão de linhas e redes foi de 79% fruto deste programa e da expansão da fronteira agrícola. Estas redes além de estarem mais expostas às intempéries da natureza, como por exemplo, descargas atmosféricas, ainda apresentam outros fatores que dificultam o atendimento como malha viária deficiente e precária (principalmente em períodos chuvosos) e dificuldade de comunicação com as equipes. Os indicadores de qualidade do serviço na Celtins, em sua maioria, não tem apresentado resultados satisfatórios ao longo dos últimos anos em, em alguns casos, com tendências preocupantes como o caso da elevação do TMAE. A elevação dos TMAE da Celtins no período 2010 até junho de 2013 é de 116% conforme pode ser observado no quadro a seguir. EVOLUÇÃO DOS TEMPOS DE ATENDIMENTO Com relação à origem dos desligamentos, constata-se a concentração dos problemas nas linhas rurais 34,5kV e 13,8kV, onde as interrupções por problemas originadas nestas linhas corresponderam à 61% do DEC e 50% do FEC realizado em

82 ANÁLISE DO DEC E FEC POR ORIGEM Analisando-se os tipos de causas verifica-se que as causas relacionadas às falhas em equipamentos, descargas atmosféricas, causas não identificadas e desligamentos programados respondem por 71% do DEC e 87% do FEC realizado em 2012 pela Celtins, conforme demonstrado nos gráficos a seguir: ANÁLISE DO DEC E FEC POR CAUSA 82

83 Com relação ao pagamento de compensações dos 67 conjuntos da empresa, verifica-se que os 08 conjuntos com maiores compensações concentram 50% do total de compensações pagas, sendo os conjuntos mais críticos: Porto Nacional, Lagoa da Confusão e Paraíso I - Não Urbano. COMPENSAÇÕES POR CONJUNTO ELÉTRICO Em resumo, dentre as características operativas do sistema elétrico da Celtins, podemos destacar como as mais relevantes em termos de impacto negativo no cumprimento dos indicadores de fornecimento: Baixo nível de automatização das subestações e redes de distribuição Dificuldade de comunicação - Cobertura rádio VHF em 60% do estado Extensas linhas de Distribuição 34,5 kv com baixo nível de curto circuito dificultando aspectos de coordenação e seletividade da proteção. Baixa flexibilidade operativa sistema elétrico de características radiais. Grande expansão de redes rurais e tendência progressiva de elevação do número de ocorrências emergenciais Necessidade de adequação da frota às melhores tecnologias de mercado. Elevados níveis ceráunicos e de queimadas no Estado (maiores do Brasil). 83

84 (c) Caracterização da Manutenção O processo de manutenção apresenta governanças distintas entre distribuição e transmissão. Os processos relacionados à manutenção da distribuição na Celtins estão responsabilidade da Gerência de Projetos e Construções por meio da Coordenação de Análise e Controle da Manutenção sendo a execução em campo coordenada pelas Gerencias Regionais. Os processos relacionados à manutenção da transmissão estão sob responsabilidade da Gerência de Manutenção de Linhas de Alta Tensão e Subestações. Na Celtins o planejamento da manutenção é feito com referência em práticas e quantidades históricas de ocorrências. Para os ativos de transmissão e subestação, existe uma manutenção preventiva de acordo com as recomendações dos fabricantes, com periodicidade pré-definida, ajustada de acordo com a experiência de campo e inspeções. Um planejamento de manutenção mais elaborado não é realizado em função da ausência de um sistema robusto de gestão da manutenção. No sistema de distribuição, prevalece a manutenção corretiva, à exceção do plano de manutenção periódica de limpeza de faixa. Com relação aos padrões de rede, destacam-se as seguintes oportunidades para redução nas demandas de manutenção, mas que requerem um longo prazo e recursos vultuosos para produzir resultados: uso de isoladores poliméricos; equipamentos de disjunção, como religadores e disjuntores com meio de extinção à a vácuo ou gás; redes multiplex ou protegidos (rede compacta); cruzetas de concreto ou polimérica; espaçadores de condutores na baixa tensão polimérico; subestações com cercas de muros ou telas, etc. Com relação às equipes, a estrutura de manutenção em subestações é predominantemente própria, enquanto que as de transmissão e distribuição são praticamente 100% terceirizadas. A tabela a seguir mostra as quantidades de equipes em cada seguimento e por tipo de atividade. Observa-se uma estrutura de manutenção enxuta para os padrões de rede da empresa, principalmente no tocante às equipes de linha viva (elevado DEC/FEC Programado). 84

85 QUANTITATIVOS DE EQUIPES NA MANUTENÇÃO No tocante à atividade de limpeza de faixa, predomina o roço, e muito pouco se trabalha com poda de árvores. (d) Diagnóstico da Construção (Sistema de Distribuição) A Celtins possui duas grandes áreas responsáveis pelos processos de construção e manutenção da distribuição: a Gerência de Projetos e Construções e as três Gerências Regionais. As equipes de campo são praticamente 100% terceirizadas e, à exceção das equipes de projetos, existe uma dificuldade grande para o cumprimento de prazo e custo das obras. Existe na Celtins uma demanda de aproximadamente 250 projetos por mês. Outro ponto relevante está relacionado à dificuldade de mão de obra especializada na região. O prazo para obtenção de licenças de instalação junto ao órgão ambiental do Estado (Naturatins) é no mínimo 7 meses, dificultando prazos de execução das obras de alimentadores. Outra questão importante relacionada ao processo de obras é que o levantamento para o Manual de Controle Patrimonial - MCPSE ainda está em andamento e uma parte do escopo ainda não foi provisionada. A Celtins fez o levantamento da metade dos postes e a previsão é ter aproximadamente 600 mil postes com o cadastro validado até dez/13. O restante, aproximadamente 200 mil postes, ainda não foi contratado. 85

86 (e) Diagnóstico da Construção (Sistema de Transmissão) A Celtins possui uma gerência de projeto e construção da transmissão, responsável por elaboração de projetos, e execução de obras de ampliação e reforma do sistema de transmissão incluindo linhas e subestações. Apresenta uma estrutura enxuta, com funcionários próprios representando apenas o corpo de gestores dos processos. A estrutura de execução é realizada com empresas terceirizadas, que são contratadas por projetos específicos, sobre a forma de tomada de preço. A região é deficiente em mão de obra especializada, assim como fornecedores de estruturas, principalmente de concreto, onde existe atualmente apenas um fabricante em todo estado, aumentando o risco de atrasos de execução de obras, bem como aumento de custos de transporte. As obras em curso estão mais relacionadas à implantação do projeto de automação das subestações. E também na parte de substituição de equipamentos por limite de vida útil e capacidade. Isso justifica o grau de investimentos dos últimos anos, conforme pode ser visto na tabela abaixo. ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS EM DISTRIBUIÇÃO Todos os projetos de construção de linhas são feitas solicitações junto à ANEEL do pedido do Decreto de Utilidade Pública. Outro fator de risco no processo de obras são as condições climáticas, principalmente no período de novembro a março em que se dá o período de chuvas intensas. 86

87 NFs Saída Celtins - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões (f) Infraestrutura de Suporte à Operação (TI e Logística) Diagnóstico Atual da Tecnologia de Informação (TI) e Sistemas A Celtins trabalha com o diagrama de sistemas de TI abaixo para atendimento ao negócio: Cad Partners TS Nf-e Itens Saídas Itens Vendas Projeto Estruturas do Projeto Local de Instalação de Equipamentos Despesas da Frota NFs desp. Frota Livros Fiscais Sped Fiscal / Contábil e-ciap e-pis e-cofins Nº NFe NFs Entrada Nº NFe NFs Vendas Ativo Imob. Saldos Ctbs. Faturamento PS/IM MM SD FI-AA FI-GL PM QM CO FM FI Ordem Km Desp. Dados da Frota Receitas. Despesas Dados Dividas Pagamentos Tesouraria Divida Fluxo de Caixa SCA Consolidação Balanços Balanço Movto. Arrecadação (Agentes) Movto. Arrecadação (Bancos) Folha Pagto. Dados Mão Obra Rhevolution CS MAF Detalhando o diagrama acima, temos as seguintes descrições dos sistemas que apoiam ao negócio: Sistemas Administrativos SAP e outros: A Celtins 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) 87

88 Módulos Financeiros - Contas a pagar, contas a receber, contabilidade e gestão de ativos (FI) Controladoria controle de ordens e rateios (CO) Ainda na esfera administrativa, a empresa utiliza os seguintes sistemas abaixo para suporte a outras demandas do negócio: Gerenciamento de tesouraria e fluxo de Caixa Sistema XRT Sistemas de apuração fiscal Syncro Sistemas de RH RHEvolution Sistemas Comerciais Commercial Solution CS (Sonda Elucid): A empresa utiliza para seus processos comerciais o pacote de sistemas CS, que abrange os seguintes processos: Atendimento ao cliente (CAC) Faturamento Arrecadação Cobrança Medição Fechamento / Integração com o contábil Adicionalmente, a empresa possui sistemas para automação de processos comerciais de campo, utilizando-se de equipamentos PDA, sistemas estes também fornecidos pela Sonda Elucid (Platinum e Diamond), para os seguintes processos: Platinum: Religação, desligamento, pedido de ligação, troca de padrão, instalação, troca, retirada e aferição de equipamentos. Diamond: Impressão de faturas de energia em campo (faturamento simultâneo), envio e recebimento de ordens de serviços Sistemas Técnicos Technical Solution - TS (Sonda Elucid): Para gestão dos processos técnicos, a Celtins utiliza-se do sistema TS fornecido pela Sonda Elucid, aliada a algumas outras ferramentas periféricas, de forma a atender as demandas operacionais, de planejamento e de projetos e construção. O TS abrange os seguintes processos operacionais: Gerenciamento das operações na rede por meio do controle do despacho das equipes de campo Digitalização georeferenciada das redes existentes 88

89 Gestão dos ativos da distribuição Cálculos elétricos, simulação e reconfiguração de redes Manutenção dos cadastros da topologia da rede Perdas globais (comercial e técnica) Cálculo de índices de continuidade (DEC, FEC, DIC, FIC e DMIC) Desenvolvimento de projetos Na área de planejamento do sistema elétrico, são utilizados sistemas periféricos para abrangência das demandas e processos: Análises de redes e estudos de planejamento da distribuição Interplan Cálculo detalhado de perdas de energia Pertec Outras ferramentas de cálculos diversos ANAREDE, ANAFAS, ANATEM Para suportar a operação de todos estes sistemas, a Celtins hospeda seus sistemas em Datacenter terceirizado, sob gestão da Sonda Elucid, em uma infraestrutura da IBM localizada em Hortolândia-SP. A Celtins faz utilização também de um pequeno Datacenter, em Palmas, que atende a alguns serviços locais (fileserver, AD, antivírus, entre outros). Na foto a seguir observa-se o diagrama de comunicação do Datacenter de Hortolândia com a Celtins: 89

90 No segmento de infraestrutura de TI, a Celtins 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, relacionam-se 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 81% 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 60% do PMSO de TI da empresa. o o Seus contratos abrangem a manutenção dos sistemas técnicos, comerciais e administrativos, a manutenção da infraestrutura de Datacenter da empresa que hospeda os sistemas acima mencionados em Hortolândia-SP, todo o processo de impressão de faturas de energia e outros serviços. A intervenção na Celtins está renegociando os termos contratuais vigentes com a Sonda Elucid, no sentido de reduzir o escopo dos contratos e viabilizar uma redução no preço. Necessidade de reconstrução da equipe de TI na empresa, dado que o Grupo Rede possuía uma área corporativa de TI em São Paulo que, após o início das intervenções, veio a ser gradativamente desfeita em função da saída das pessoas para o mercado, criando grandes lacunas de conhecimento na área, ainda não preenchidas após a dissolução da holding. Parte das pessoas de que ficaram no grupo foram realocadas nas distribuidoras. Na Celtins, a área de TI conta com 8 colaboradores, sendo: o 1 Gerente de TI / 2 Analistas de TI / 2 Analistas de Suporte / 1 Consultor de TI / 1 Analista de Telecom / 1 Assistente Administrativo As bases de dados dos sistemas técnicos e comerciais da SONDA ELUCID de todas as empresas do GRUPO REDE estão integradas em uma base única. Esta implantação gera desvantagens, pois: um problema de desempenho em uma empresa pode afetar as demais, manutenções de uma empresa podem afetar a disponibilidade das demais e a CELPA ainda continua integrada junto às bases de dados das demais empresas, gerando risco de segurança de acesso. Alto nível de utilização de planilhas e controles complementares e paralelos aos sistemas. 90

91 Inexistência de cultura de Gestão de projetos e, consequentemente, não há soluções que suportem um escritório de Projetos (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) para que a integração entre os processos internos e sistemas sejam otimizados. Funcionalidades do SAP implantadas parcialmente. Prioritariamente voltado para Contabilidade, Contratos e Gestão de Pagamentos com baixo nível de integração com os demais sistemas corporativos. Baixa utilização de sistemas para alavancar produtividade e redução de custos, com implantações parciais de funcionalidades. Os sistemas existentes são basicamente utilizados para as atividades transacionais. Inexistência de sistemas integrados para acompanhamento da Gestão e das 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 (utilizando Datawarehouse e Business Inteligence) amplamente utilizados na ENERGISA. Inexistência de sistemas voltados para controle da manutenção da distribuição e transmissão integradas com o uso de recursos de mobilidade para envio de 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: Módulos do SAP, Leitura e impressão simultânea de faturas de energia, etc. 91

92 Diagnóstico Atual do Sistema de Telecomunicações A condição atual dos sistemas de telecomunicações foi levantada a partir das iniciativas de projeto, manutenção e operação dos sistemas, conforme avaliação qualitativa e quantitativa dos principais clientes internos e área responsável por esta atividade. O estado possui apenas a cobertura de 60% dos sistemas de comunicação de voz, conforme figura abaixo, representando uma área de sombra no estado que retarda o atendimento de ocorrências na rede de distribuição em função de deslocamentos improdutivos e comunicação ineficaz; Área de sombra-telecom (em cinza)- Fonte: Celtins, 2013 Existem apenas 17 repetidoras de voz/dados para comunicação, representando uma proporção de 20mil Km² por repetidora. O elevado gradiente de temperatura ao qual estão submetidos os equipamentos; a falta de alimentação de backup das repetidoras e a localização distribuída dos equipamentos no sistema, somam-se a outros problemas encontrados pela manutenção de automação e Telecom; A comunicação utilizada entre o centro de operação e as subestações automatizadas é feita através de um link satelital através de redundância contratada por banda C e Ku; A comunicação com os equipamentos na rede de distribuição é realizada através de link de rádio microondas, já que a comunicação de voz e dados das operadoras de telefonia celular é precária, fora da região metropolitana do estado; 92

93 As licenças de rádios UHF/VHF devem expirar em 2017, fazendo com que o parque analógico de rádio seja substituído por rádios digitais, cumprindo uma legislação regulada da ANATEL; A rede SCADA é de governança das equipes de automação. Separada por quatro servidores, dois switches core e dois firewall sw3com-dmz; Na solução existente do Call Center o fabricante é Avaya e não existe uma solução de gravação de tela, discador automático ou gestão da força de trabalho. A URA geralmente não é utilizada. Os PABXs para uso das redes corporativas são alugados e não existem rotas de menor custo para comunicação entre sedes e regionais; A topologia da rede WAN da Celtins pode ser observada conforme figura abaixo. A composição da rede é atendida através de Links MPLS-Oi; Link Internet Oi 20 Mbps;Link Internet EMBRATEL 10 Mbps;Link Internet Oi 10 Mbps; Link Internet EMBRATEL 34 Mbps; Link Internet EMBRATEL 10 Mbps(contratado com a Provider); Topologia rede WAN - Fonte: Celtins, 2013 Diagnóstico Atual do Sistema de Automação Entre as subestações 138kV e 69 kv, cerca de 20% não são automatizadas. Dos 80% automatizadas, 15% necessitam de retrofit, por apresentarem soluções de automação obsoletas e de difícil manutenção; As subestações de 34,5kV possuem de 1 a 3 bays e apenas 18% aproximadamente não são automatizadas. O modelo utilizado para automação contempla um painel outdoor, com verificado abaixo, não há casa de comando: 93

94 Modelo de automação de subestações - Fonte: Celtins, 2013 Apenas 2% das Subestações da Celtins adotaram a norma IEC na solução de automação; Não existem relés eletromecânicos na Celtins, mas foi verificado durante as visitas técnicas a existência de relés digitais limitados em relação às funções de proteção. Existe uma grande variedade de fornecedores de relés de proteção como: SEL, AREVA, SEG e SIEMENS. Na rede de distribuição apenas 27% dos religadores são automatizados, sendo utilizados com principais fornecedores os equipamentos da COOPER (Form5 e Form6) e os religadores da NOJA; Ainda na rede de distribuição, os 165 reguladores de tensão não são automatizados, apesar de atualmente a equipe de automação realizar testes para homologação da automação através do controle único RUA da TAP ELETRO; O SCADA atual utilizado no COS é o Elipse Power e ainda encontra-se na fase de integração com os equipamentos de distribuição; Os servidores da rede SCADA estão instalados em condições de segurança patrimonial muito vulnerável, ou seja, um acidente de carro na via urbana poderá atingir a localização física da instalação e indisponibilizar toda rede; Nas subestações automatizadas, 20% delas possuem o recurso de supervisão assistida por câmeras de monitoramento. 94

95 As equipes de automação estão centralizadas em Palmas para atender todo sistema de automação e Telecom em Tocantins. Esta disposição, sinalizada inclusive pela área, eleva o TMA e compromete alguns indicadores como o DEC. Existe um estudo para redistribuir os pares de cada equipe nas 03 regionais (Palmas, Araguaína, Gurupi). Abaixo o corpo de funcionários atual da área: Cargo / Função Gerente 1 Coordenador 2 Engenheiro 2 Analista/Tecnólogo 3 Técnico 11 Assistente técnico-administrativo 1 Total 20 Infraestrutura de Logística A frota da Celtins é composta por 192 veículos, dos quais 83 são próprios e 109 são locados. Não há veículos com cesta aérea na frota. A reduzida quantidade de veículos na frota reflete a elevada participação de serviços terceirizados contratados com veículos, tais como corte, leitura, inspeção de fraude e linha viva. A composição da frota sob gestão da empresa está apresentada na tabela a seguir, segmentada por classe. Classe Qtde própria Qtde locada Qtde total Passeio Utilitário Leve Utilitário Médio Moto 3-3 Caminhão 8-8 Executivo 4-4 Total Todos os veículos ficam alocados na área administrativa em forma de pool, e são utilizados pelas áreas de acordo com as solicitações e planejamentos. O custo médio de operação atual é elevado, R$ 0,83 por km. O índice de indisponibilidade geral também está elevado, aproximadamente 12,41%. 95

96 Para realizar a gestão de abastecimento e manutenção é utilizado o sistema da Ecofrotas. A gestão da frota locada é feita pelo sistema da própria empresa locadora dos veículos, o serviço de gestão é contratado juntamente com os veículos. Recentemente foi realizada a contratação do serviço de telemetria para toda a frota, com controle de velocidade, frenagem, aceleração, motor ocioso, tração 4x4 e GPS, que se encontrava em instalação durante a visita realizada. Para implantação deste serviço foi estabelecido contrato de 36 meses com o fornecedor Telefônica (fabricante Bosch) na modalidade de locação, no valor de R$130/mês por veículo. A idade média geral da frota, própria e locada, é de 3,0 anos. A empresa não possui metodologia bem definida para avaliar e priorizar a renovação da frota. Classe Passeio Utilitário Leve Utilitário Médio Moto Caminhão Executivo Total Idade média 2,2 anos 2,0 anos 3,7 anos 6,0 anos 6,3 anos 4,0 anos 3,0 anos Uma ampla revisão dos processos internas e adoção de sistemas informatizados permitiria aprimorar a gestão de forma a ampliar a disponibilidade e reduzir custos. A estrutura esta toda centralizada em Palmas e é composta por oito colaboradores, sendo dois na função de motorista. 96

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98 Infraestrutura de Suprimentos São movimentados na Celtins aproximadamente R$ 70 Milhões por ano em compras de materiais e equipamentos. Possui contratos de fornecimento com fornecedores para aquisição de pequenos itens, tais como conectores, chaves fusíveis e para-raios, transformadores, e outros. O prazo destes acordos é de 24 meses, com reajustes semestrais para a maioria deles. 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 possam ampliar a base de fornecedores, garantir maior segurança, agilidade e transparência nas negociações. Atualmente, todas as cotações são realizadas por e- mail e planilhas, aumentando os riscos e dificultando a gestão destes processos. A estrutura do Almoxarifado da Celtins conta com um centro de distribuição de nível 1 em Palmas, três almoxarifados de nível 2 localizados em Gurupi, Paraíso e Araguaina, e 94 depósitos de nível 3 em agências. Importante destacar que atualmente a maior parte dos imóveis de almoxarifados e depósitos é locada. A Celtins está operando com níveis de estoque elevados. Foi registrado em Junho/2013 nível de estoque de R$ 45,1 Milhões. Em função dos elevados níveis de estoques, existe risco de haver também elevado índice de materiais obsoletos ou inadequados ao uso nos estoques. 98

99 99

100 (g) 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 100

101 consumidoras e mercado faturado) e deduzindo-se o ganho médio de produtividade (relação média entre a variação dos Custos Operacionais reais das distribuidoras e o crescimento dos produtos observados em suas áreas de atuação) e análise comparativa da eficiência das distribuidoras, definindo um intervalo de valores esperados para os Custos Operacionais, dado o nível de custos das distribuidoras e as características de suas áreas de concessão. As variações observadas entre os valores definidos nessas duas etapas são, então, consideradas no cálculo do componente do Fator X. Os resultados obtidos est o descritos na Nota Técnica nº 210/2012-SRE/ANEEL, do 3CRTP. Os custos operacionais da Celtins no período 2008 a 2012 tiveram um crescimento médio de 10,8%a.a., superior às variações dos principais índices inflacionários no período, 76% maior que o crescimento de sua base de consumidores e 30% superior ao mercado faturado. Em 2012 observou-se um expressivo crescimento do 26,5% em relação a 2011, com destaque para as naturezas Pessoal e Serviços que tiveram crescimento semelhante. O crescimento dos Custos Operacionais pode ser explicada, principalmente, por: Na natureza Pessoal: pela transferência dos custos das atividades que eram realizadas pela Holding; Natureza Serviços: pela ampliação das equipes de manutenção de linha Viva e equipes para o serviço de poda de árvore. A tabela a seguir apresenta a evolução dos custos operacionais, por natureza, para o período 2008 a CELTINS Pessoal Material Serviços Outros Total Valores em R$ Milhões, a preços correntes A evolução do custos operacionais por natureza no período 2008 a 2012, mostra participação praticamente constante ao longo do período, com predominância da natureza Serviços, consequência do elevado nível de terceirização da Empresa, notadamente nas áreas 101

102 operacionais e informática. O gráfico abaixo apresenta a evolução do custo operacional por Natureza na Celtins. Apesar das variações expressivas, verificadas nas naturezas Pessoal e Serviços, no período , nota-se que a distribuição dos Custos Operacionais entre as rubricas apresenta relativa estabilidade no histórico, com pequenas variações observadas na natureza Outros. 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 dos dois indicadores a partir de 2011, corroborando que os movimentos adotados pós-intervenção ampliaram os custos operacionais, para permitir o equacionamento das atividades operacionais da companhia. Os gráficos apresentados a seguir mostram a evolução das relações OPEX por consumidor e OPEX por MWh faturado, onde se observa que: A relação OPEX por Consumidor se mantém constante no período 2008 a 2011, mas em 2012 cresce 19% em consequência da elevação dos custos operacionais conforme já mencionado. O comportamento da relação OPEX / MWh Faturado por sua vez foi afetada em 2009 e 2010 por um crescimento anômalo do mercado nestes dois anos. 102

103 R$ / Consumidor Celtins - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões OPEX/ Consumidor A evolução do comprometimento da Receita Líquida com o OPEX mostra seu maior patamar em 2012, após um período decrescente. Em 2012 voltou a ter uma grande elevação em função do crescimento elevado do OPEX, contra um crescimento da receita muito baixo decorrente do processo revisonal. 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 melhoria dos níveis regulatórios de qualidade imponham restrições a reduções significativas nos próximos anos. A fronteira dos Custos Operacionais eficientes é o referencial adotado pelo Regulador para fins de cobertura tarifária e um descasamento entre as trajetórias do custo real e do custo regulatório implica ao longo do tempo em uma destruição de valor para os acionistas. 103

104 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 Celtins, em termos de posicionamento conjuntural e setorial da distribuidora. 104

105 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% Cemat 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 entender a tabela acima para as distribuidoras, especialmente a Celtins que já passaram por revisões tarifárias, importante destacar como o conceito dos ganhos de produtividade é aplicado ao fator X. Os valores estimados para as componentes do Fator X agem como deflatores inflacionários, ou seja, os percentuais estimados são redutores do indexador inflacionário que reajusta as tarifas anualmente. Tal ajuste é justificado pelo compartilhamento dos ganhos de produtividade entre a empresa e seus consumidores, em prol da modicidade tarifária. 105

106 Eficiência Celtins - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões No caso específico da Celtins observa-se que a componente T estimada para o fator X, foi: T = 0,02 %. Apontando que a distribuidora ganhou produtividade na distribuição, o que praticamente estagnou os ganhos de produtividade de custos operacionais. Em 2009, a posição comparativa do desempenho da Celtins no Radar de eficiência e produtividade, quando a distribuidora foi classificada no grupo B (com mercado menor que 1TWh) era de: Radar - Produtividade vs Eficiência - Dados ANEEL (Pequenas) 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% MOCOCA MUXFELDT CPEE CSPE EBO SANTACRUZ EMG CAIUA SULGIPE SANTAMARIA CFLO CHESP COCEL ENF JOAOCESA DEMEI ELETROCAR ELETROACRE NACIONAL CELTINS HIDROPAN DME-PC COOPERALIANÇA EFLUL IENERGIA EVP CJE BRAGANTINA 30% 20% BOA_VISTA_ENERGIA 10% 0% -6% -4% -2% 0% 2% 4% 6% 8% 10% Produtividade Observando que a distribuidora individualmente apresentava um escore elevado de produtividade de custos operacionais, entretanto sua eficiência esta abaixo da média do setor. Em termos práticos, no que tange os Custos Operacionais, essas análises indicam que a Celtins apresenta Custos Operacionais reais superiores ao que seria indicado pelo modelo como a fronteira de eficiência. (h) 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. 106

107 A realização dos investimentos nos sistemas de distribuição de energia elétrica está orientada, portanto, por um comando regulatório primordial: aquele que estabelece ao concessionário a necessidade de adotar, na prestação do serviço, tecnologia adequada, materiais, equipamentos, instalações e métodos operativos que garantam níveis de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia no atendimento e modicidade das tarifas. A orientação e a realização histórica de investimentos cumpre papel importante na análise do estágio de evolução alcançado pela distribuidora na consecução de objetivos na Qualidade do Serviço, Qualidade do Produto, Perdas de Distribuição de Energia Elétrica, expansão dos serviços e atendimento ao mercado consumidor. Estratégias ou restrições aplicadas no passado, são determinantes para a definição dos desafios futuros, no momento em que parâmetros regulatórios definidos por benchmarkings setoriais são aplicados nos processos de regulação tarifária e cobram da distribuidora desempenhos cada vez mais expressivos. No período de 2008 a 2012, a Celtins realizou investimentos de R$ 809 Milhões, aplicados na expansão, melhoria e renovação do sistema elétrico, Programa de Universalização Rural, e em Ativos Não Elétricos, distribuídos conforme quadro abaixo: CELTINS Investimentos em Ativo Elétrico Investimento em Ativo Não Elétrico Subtotal Investimentos no PLPT Total Valores em R$ Milhões, a preços correntes Apesar das dificuldades financeiras e a necessidade de atendimento ao programa de eletrificação rural foram investidos na expansão do mercado e na manutenção e melhorias no sistema elétrico R$ 292 Milhões e no Programa de Universalização PLT foram aplicados R$ 460 Milhões no período. Importante destacar que no período 2009 a 2011, houve uma forte retração nos investimentos na expansão e melhoria do sistema elétrico. Esta redução proporcionou reflexos para a qualidade do serviço e do produto, refletido na evolução dos indicadores associados, provocando sobrecarga em alguns componentes do sistema elétrico, refletindo na necessidade de sobreposição de investimentos a partir de 2013 para recuperar a capacidade instalada do sistema e adequar a qualidade do serviço e 107

108 do produto aos limites regulatórios. Já durante o ano de 2012 voltou-se a intensificar os investimentos em ativos elétricos e não elétricos reequilibrando a proporção com os investimentos maciços em universalização rural. O gráfico a seguir mostra a evolução da participação dos investimentos por tipo no período 2008 a 2012, onde fica evidenciada a predominância dos gastos na universalização rural, competindo com as demais obrigações. A evolução do Investimento em Ativos Elétricos, apresentada no gráfico, evidencia a redução significativa nos investimentos que se associam as atividades primordiais da distribuidora: expansão, melhoria e renovação do sistema elétrico, provocando problemas para a capacidade instalada do sistema de distribuição, bem como, para o atendimento dos compromissos regulatórios na Qualidade do Serviço, Qualidade do Produto, Perdas de Distribuição de Energia Elétrica. Considerando que em 2013 o investimento previsto está no mesmo nível dos anos anteriores, haverá necessidade de aumentar significativamente o nível de investimentos. Este fato causa grande preocupação, pois deverão ser realizados em paralelo com o Plano de Universalização Rural, Plano de Melhoria da Qualidade, e Plano de Redução de Perdas isto tudo, em uma região onde existe dificuldade de mão de obra, evidenciados nas reuniões com os Interventores e equipe técnica da Empresa e amplamente divulgado pela Imprensa. No que se refere ao diagnóstico das condições operativas do sistema, algumas situações chamam a atenção, por ter influência direta no desempenho do sistema e em sua capacidade de reagir a situações de emergência, dentre os quais podem-se destacar: 108

109 O crescimento significativo do sistema de distribuição atendido através de linhas de distribuição 34,5kV (trifásicas) e 19,9kV (Monofásicas) após a implantação do Programa Luz para Todos representa um problema para a manutenção, operação e segurança do sistema Celtins. Trata-se de longas linhas de 34,5 kv com possuem níveis de curto circuito baixos, prejudicando a coordenação e seletividade da proteção; Efeito capacitivo nas linhas longas, gerando dificuldades adicionais para o controle de energia reativa no sistema e, consequentemente, dificultam as questões relativas ao controle de nível de tensão e perdas técnicas no sistema de distribuição; Baixo índice de automação de subestações - 30% automatizadas; Dificuldade de comunicação de dados e voz de alguns pontos do Estado; Baixo nível de automação do sistema de média tensão e pouca flexibilidade para a execução de manobras entre alimentadores, notadamente no interior do Estado; Existência de um número significativo de equipamentos obsoletos e com vida útil ultrapassada; Apenas 40% das subestações tem sem disjuntor para proteção do transformador utilizando chave fusível. Este fato além de comprometer a operação do sistema coloca em risco os eletricistas por ocasião de operação destas chaves; Pouca quantidade de rede compacta no sistema de média tensão e de rede com cabo multiplexado no sistema de baixa tensão. 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 por Consumidor e Investimento por km de rede. 109

110 A partir da análise dos gráficos acima, a corroboração da perspectiva de forte redução dos investimentos realizados na área de concessão para melhorias do sistema, dado o contexto vivido pela empresa. A evolução das relações Investimento por Consumidor e Investimento por km de rede aponta para um arrefecimento das ações no recorte temporal em estudo, com reflexos sentidos na prestação do serviço adequado e na definição das necessidades futuras a serem contempladas. 110

111 (i) Programa Luz para Todos (PLPT) Já foram realizadas 68,7 mil ligações referentes ao Programa Luz Para Todos desde o inicio do Programa em 2003, consolidadas em 4 tranches, conforme mostrado abaixo. Para tanto foram construídos cerca de 37,8 mil km de rede de distribuição em média e baixa tensão, implantados 296,6 mil postes e instalados 39,5 mil transformadores. Da 3ª tranche firmada com a Eletrobrás, restam ainda ligações a serem feitas exclusivamente com recursos da Celtins. Da 4ª tranche restam ainda ligações. Seriam necessários recursos da Celtins, da ordem de R$ 22 milhões, para concluir essa tranche e receber a parcela final (10%) de recursos da Eletrobrás, que representaria um recurso de R$ 26 milhões. Até o presente foram investidos R$ 670 milhões no PLPT, sendo que deste montante a Celtins arcou com R$ 167 milhões. O custo unitário executado foi de R$ 9,7 mil/unidade consumidora ligada. A 5ª tranche, que se refere ao PLPT a ser executado até dez/14, contempla mais ligações, com um custo total de R$ 118 milhões. Nesta tranche a Eletrobrás entraria com 75% (R$ 88,5 milhões) de subvenções e a Celtins com 25% de recursos próprios, sendo 10% (R$ 11,8 milhões) de financiamentos e 15% de custos internos. Em jul/13 a Celtins contava com solicitações de ligações rurais, das quais já possuíam projetos elaborados. 111

112 Em setembro de 2013 a Celtins 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 17,4 mil novas unidades consumidoras no período de 2014 a Do total das 17,4 mil novas ligações previstas no Plano, estão aprovadas para contratação na 5ª tranche do Programa Luz Para Todos, conforma destacado abaixo. Número de consumidores a serem Universalizados Recursos Próprios Luz para Todos Ano Sistemas de Sistemas de TOTAL Convencional Convencional Geração Geração TOTAL A quantidade de consumidores a serem universalizados é bastante expressiva especialmente pelos seus impactos em termos de recursos dispendidos e não existência de subvenções após 2014, exigindo que os aportes sejam feitos com capital próprio. ÍNDICE DE ATENDIMENTO RURAL DO MUNICÍPIO ANO MÁXIMO PARA ALCANCE DA UNIVERSALIZAÇÃO NO MUNICÍPIO QTDE DE MUNICÍPIOS (REN 488/2012) Ia > 99,00% Universalizado 0 97 % < a 99 % % < a 97 % % < a 93 % % < a 89 % a 8 % TOTAL 139 Para a ligação das 17,4 mil unidades consumidoras estão previstos a extensão da rede em 12,1 mil km, a instalação de 9,6 mil transformadores e a adição de KVA de potência. Até 2016 a Celtins universalizará 139 municípios em sua área de concessão, de acordo com os limites definidos na REN 488/

113 Informações PLPT Ano Ext. Rede > Qtde Potência 2,3 kv (km) Trafos (kva) TOTAL Os investimentos previstos para o atendimento dessas ligações totalizam aproximadamente R$ 221,2 milhões, como apresentado a seguir, o que representa 86% da Base de Remuneração Líquida da concessionária (ou 4,3 vezes o EBITDA Regulatório). Somente o capital próprio previsto, representa 46% da base de remuneração. Ou seja, se somarmos este valores, os ativos imobilizados não incorporados a base remuneratória no 3CRTP, e os investimentos regulares em ativos elétricos para atender às metas regulatórias, a base de remuneração liquida da Celtins sofrerá um incremento da ordem de R$ 340 milhões, ou seja, cerca de 130% da base de partida no 3CRTP. Investimentos Previstos (R$ Mil preços constantes de 2013) Ano CDE RGR CCC Recursos Próprios TOTAL TOTAL A fim de ilustrar o esforço operacional, a realização de cerca de ligações por mês requer a mobilização de cerca de 100 equipes de 8 trabalhadores, gerando 800 novos empregos diretos ao longo de todo o ano de Há que se destacar que existe um problema agudo na área de concessão da Celtins referente a contratação de empreiteiras e mão de obra qualificada para executar esses investimentos, ressaltado, inclusive pelo Interventor neste documento. Este fato ficou constatado nas discussões com os Interventores e equipe técnicas da Celtins. Todo este esforço operacional e financeiro, bem como os impactos serão abordados no Capitulo 9 deste documento. 113

114 Seção 4.05 Comercial (a) Indicadores Comerciais A Celtins possui processo de acompanhamento dos indicadores comerciais com base na regulamentação vigente (RN 414/2010), bem como, por intermédio de indicador que é monitorado pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica - ABRADEE. O acompanhamento é realizado com vistas a garantir o atendimento dos limites regulatórios e permitir uma avaliação e diagnóstico da empresa, comparativamente a sua própria evolução (análise de série histórica) e com demais distribuidoras semelhantes. Neste sentido são acompanhados os resultados nos seguintes indicadores de desempenho: Qualidade do Atendimento Comercial acompanhamento dos resultados originados a partir dos padrões de atendimento comercial indicados no ANEXO III da RN 414/2010; Tratamento das Reclamações acompanhamento dos indicadores DER e FER conforme estabelecido pela RN 414/2010; Qualidade do Atendimento Telefônico acompanhamento dos resultados dos indicadores de qualidade do atendimento telefônico conforme estabelecido pela RN 414/2010; 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 Celtins. 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. 114

115 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 Celtins 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. 115

116 Nesse sentido e partindo de uma análise nos números apresentados pela Celtins, nota-se que existem procedimentos a serem monitorados e trabalhados quando se trata de prazos de serviços solicitados pelos consumidores da empresa. A seguir uma tabela do Anexo III com os números apresentados à ANEEL pela Celtins no mês de março de

117 DADOS DO ANEXO III DA CELTINS REFERENTE A MARÇO DE 2013 O gráfico a seguir apresenta os valores pagos de compensação aos clientes e informados ao regulador, em 2012 e até maio/13, referente ao Anexo III. 117

118 COMPENSAÇÕES PAGAS POR VIOLAÇÃO DOS PRAZOS DE ATENDIMENTO COMERCIAL 2012 A MAIO/2013 Em análise aos números apresentados, verificam-se que os valores pagos das compensações de outubro/12 a março/13 ocasionou em R$ ,45, sendo o Artigo 30 (Prazo máximo de vistoria de unidade consumidora, localizada em área Urbana), o maior ofensor (44%), seguidos dos artigos 176 (33%) e artigo 197 (9%), o que sinaliza alerta nas ações voltadas à melhoria da Qualidade do Atendimento Comercial na área de concessão da empresa. Tratamento das reclamações São acompanhados pela Celtins 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 118

119 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 Celtins de janeiro de 2012 a maio de RESULTADO DER CELTINS JAN/12 A MAI/2013 Com base nos números apresentados, verifica-se que a Celtins 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. Durante o ano de 2013 a Celtins tem praticado, em média, 12 dias corridos para a realização de resposta das reclamações dos clientes. Frequência Equivalente de Reclamação a cada mil Unidades Consumidoras (FER): O indicador tem como objetivo estimular a busca contínua pela eficiência e eficácia no atendimento prestado aos consumidores uma vez que seu resultado indica a quantidade de reclamações procedentes registradas na empresa, a cada clientes existentes em sua área de concessão. Utiliza-se a seguinte fórmula para a apuração do FER. Abaixo a evolução do FER mensal da Celtins de janeiro de 2012 a maio de

120 RESULTADO FER Celtins JAN/12 A MAI/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 Celtins se encontra em condição favorável nesse tema. Tal conclusão é obtida com base na metodologia que foi adotada pela ANEEL para a definição dos limites anuais de FER para cada distribuidora do país. A Resolução Normativa nº 574/2013, que definiu os limites de FER e onde são detalhados os critérios que foram adotados pelo Regulador para a definição dos padrões, se pautou em uma análise de benchmark do setor elétrico. Após a criação de agrupamentos de distribuidoras similares, com base no universo total de unidades consumidoras atendidas, definiu-se o percentil 9 % como o teto a ser obser ado no limite do primeiro ano de alidade do regulamento, 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 Celtins possui um limite no primeiro ano igual a 14. A título de comparação as empresas benchmark no mesmo grupo tem um 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 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

121 Qualidade do Atendimento Telefônico O monitoramento da qualidade do atendimento telefônico prestado pela Celtins 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 Celtins possui um call center centralizado no município de Palmas-TO e ainda um call center de transbordo, contratado junto a empresa especializada, localizado no município de Recife-PE. Através da análise dos gráficos a seguir é possível observar que, com a contratação adicional das PAs de transbordo, a Celtins vem cumprindo os indicadores regulados desde 2012, com uma evidente e favorável evolução no resultado dos três indicadores. INDICADOR DE NÍVEL DE SERVIÇO (INS) DA CELTINS DE 2012 A JUN/2013 INS 100,00% 95,00% 90,00% 96,62% 97,00% 96,07% 94,72% 94,95% 92,26% 92,57% 92,03% 89,52% 89,77% 88,23% 96,95% 94,11% 93,59% 90,70% 92,35% 88,78% 86,39% 85,00% 80,00% 75,00% JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ META 121

122 INDICADOR DE CHAMADA OCUPADA (ICO) DA CELTINS DE 2012 A JUN/2013 5,00% ICO 4,00% 3,00% 3,13% 3,06% 2,00% 1,90% 2,06% 2,24% 1,33% 2,24% 2,05% 1,88% 1,46% 1,58% 1,84% 1,00% 0,00% 0,15% 0,14% 0,12% 0,05% 0,06% 0,04% JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ META 5,00% IAB INDICADOR DE CHAMADA ABANDONADA (IAB) DA CELTINS DE 2012 A JUN/2013 4,00% 3,00% 2,00% 1,00% 0,61% 1,56% 1,06% 2,03% 0,86% 1,61% 0,60% 1,95% 1,43% 0,66% 0,47% 0,53% 0,30% 0,90% 1,06% 1,13% 0,89% 1,97% 0,00% JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ META A Celtins não transgrediu qualquer um dos indicadores regulados desde janeiro de Por outro lado, como observado a seguir, a empresa recebeu autuações emitidas pelo órgão regulador (ANEEL) sobre este tema nos anos anteriores. 122

123 AUTUAÇÕES ANTERIORES A 2012 REFERENTES À QUALIDADE DO ATENDIMENTO TELEFÔNICO Notificação Indicadores Violados Penalidade Aplicada Termo de Notificação 020/2010-SFE Auto de Infração 107/2010 SFE Termo de Notificação 217/2011 SFE Auto de Infração 077/2012 SFE Termo de Notificação 046/2013-SFE Termo de Arquivamento 10023/2013- SFE INS - Out/2009 ICO Set/2009 INS Fev/2010 ICO Fev e Mar/2010 ICO mai a out e dez/2011 R$14.153,04 R$58.063,50 Processo arquivado Qualidade do Faturamento A Celtins 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 Celtins do ano de 2012 a junho de INDICADOR IRC-ABRADEE DA CELTINS 123

124 Com base nos números apresentados, constata-se que historicamente o IRC da Celtins está com índices superiores às metas estabelecidas pela própria empresa. De modo análogo, quando a Celtins é comparada às outras empresas com mais de 500 mil consumidores, tem-se um resultado intermediário estando a distribuidora localizada na 13ª 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 Celtins relativo aos processos citados. A partir de 2012, dentro dos trabalhos de reestruturação e reorganização originados com a intervenção, a Celtins passou a realizar diretamente as atividades vinculadas ao atendimento via call center, bem como, retomou toda a gestão dos canais de relacionamento com o cliente que naquele momento estavam centralizadas em São Paulo, de forma corporativa pelo Grupo Rede. 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 124

125 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 Celtins, 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 Celtins. IDAR ATENDIMENTO AO CLIENTE 2013 Verifica-se que a Celtins, apesar de estar situada acima da média Brasil com um índice de 82,1, 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 Celtins perfazendo um total de 91 profissionais distribuídos entre os 3 segmentos da superintendência: atendimento presencial aos clientes através das agências distribuídas ao longo da área de concessão, call center e procedimentos comerciais. Conforme disposto no regulamento vigente, a Celtins disponibiliza aos clientes de sua área de concessão canais distintos para contato e solicitação de serviços, quais sejam: call center, 125

126 Internet, Agências e SMS. A tabela a seguir apresenta o volume de serviços gerados por canal na Celtins de agosto de 2012 a julho de SERVIÇOS GERADOS POR CANAL DE CONTATO Celtins 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. Destaca-se ainda a parcela com atendimento via SMS. Esse canal oferece para os consumidores da distribuidora os serviços de religação de energia, falta de energia e emissão de segunda via de fatura. A implantação dessa modalidade de atendimento foi realizada sem a avaliação da viabilidade econômica e, sem considerar a aceitação do cliente. Atualmente a Celtins estuda suspender o serviço de religação via SMS devido ao grande número de solicitações indevidas (cliente solicita a religação sem que tenha efetuado o pagamento dos débitos). Essa modalidade de atendimento devido a sua baixa eficácia deverá ser descontinuada. A seguir são detalhados de forma pormenorizada os dois principais canais de contato da Celtins: call center e agências de atendimento presencial. As informações e dados apresentados permitem um melhor entendimento das condições afeitas aos citados canais da Celtins, além de permitirem identificar fatores que influenciam de forma negativa a melhoria 126

127 dos indicadores relativos à qualidade do atendimento prestado nos canais de contato da distribuidora. Importante citar que com a abertura de novas agências para atendimento à Resolução Normativa nº 414/2010, a Celtins adotou como estratégia direcionar alguns serviços para as agências, que antes eram prestados no call center. Call Center O Call Center da Celtins está estruturado de forma centralizada para todo o atendimento telefônico da área de concessão da distribuidora e está fisicamente localizado na sede da empresa no município de Palmas, em Tocantins. Conta com 55 Postos de Atendimento (PAs) e um contingente de 136 atendentes, sendo 27 PAs com contingente de 55 atendentes (pessoal próprio) localizado na sede da distribuidora e 38 PAs com 81 atendentes (terceirizados) contratados junto à empresa Provider, no município de Recife em Pernambuco. A garantia da qualidade do atendimento prestado pela empresa terceirizada é obtida com o acompanhamento de indicadores que incentivam a melhoria da performance na prestação de serviço contratado. O call center da Celtins tem contratados com a Embratel 4 troncos de 30 canais cada, perfazendo um total de 120 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. Como forma de atenuação dos impactos negativos que deficiências da infraestrutura pudessem vir a provocar na qualidade do atendimento realizado via call center, a distribuidora implantou, respaldada pelo regulamento vigente, o atendimento eletrônico por meio de URA (Unidade de Resposta Audível). Destaca-se que a força de trabalho do call center não esta dedicada exclusivamente ao atendimento. Outras atividades são endereçadas à esta canal produzindo uma perda de eficiência e principalmente um déficit na qualidade do atendente. Dentro da estrutura de PAs são destacadas algumas exclusivas para atendimento da Ouvidoria e para clientes de média tensão. 127

128 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Celtins - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Os gráficos a seguir apresentam as métricas utilizadas com os dados estatísticos de chamadas recebidas no call center (Ouvidoria, Média Tensão e Baixa Tensão), realizadas em 2012 e 2013 (até junho). CHAMADAS REALIZADAS AO CALL CENTER DA Celtins Chamadas Recebidas - Ouvidoria Chamadas Recebidas - Grupo A Chamadas Recebidas Grupo B JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ Em relação à gestão operacional deste canal de atendimento, nota-se que durante o processo de retomada da atividade centralizada em Palmas/TO, que anterior à Intervenção estava sendo realizada pela Rede Serviços a partir de Campo Grande, a recomposição do corpo gerencial foi realizada trazendo profissionais de outras aéreas distintas para a gestão desse canal de relacionamento. Em função disso, observa-se a ausência de experiência na gestão do processo. Não foram identificadas áreas ou profissionais dedicados para o planejamento da operação e/ou qualidade. 128

129 Diante desse cenário verificado entende-se que há um grande espaço de melhoria e que pode elevar o patamar de funcionamento do call center, através da utilização de técnicas de análises estatísticas e aproximação da área de atendimento com as áreas operacionais. Em relação às certificações da qualidade a Celtins foi certificada em agosto/2007 na Norma ISO9.001 para processos comerciais e em dezembro/2011 na Norma ISO para os processos de reclamações. O call center cumpre a NR-17. A seguir fotografias do call center da Celtins. FOTOS DO CALL CENTER DA Celtins Com base nas características, ora elencadas neste Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões, verifica-se que o call center da Celtins apresenta alguma necessidade de adequação de procedimentos com vistas à melhoria do atendimento prestado aos consumidores de sua área de concessão. Essa discussão será realizada em outro tópico deste Plano de Recuperação, considerando uma solução que atenda a todos estes requisitos. (c) Atendimento Presencial Em atendimento ao que é estabelecido na regulamentação vigente a Celtins dispõe de agências com atendimento presencial, dispostas nos 139 municípios de sua área de concessão. A tabela a seguir apresenta a distribuição desse canal de atendimento oferecido aos consumidores da distribuidora conforme estabelecido pela legislação vigente. 129

130 AGÊNCIAS DE ATENDIMENTO PRESENCIAL DA Celtins Consumidores por Municípios Nº de agências Tempo de funcionamento Até consumidores Tipo 1 = 83 agências 2 horas diárias De até consumidores Tipo 2 = 50 agências 4 horas diárias Mais de consumidores Tipo 3 = 9 agências 8 horas diárias A distribuição das agências entre os municípios tem características estruturais diferenciadas e que tem relação com o porte e localização do município. A tabela a seguir apresenta de forma detalhada a distribuição das agências indicadas bem como a distribuição dos atendentes dispostos entre as agências. As agências estão distribuídas entre os Tipos 1, 2 e 3. Agências do Tipo 1 são aquelas cujo atendimento é terceirizado realizado por empresas localizadas nos próprios municípios que disponibilizam a prestação de serviço à Celtins durante 2 horas diárias em modo off line e quando necessário são realizados contatos com uma equipe de apoio para geração dos serviços. Observa-se que o formato e distribuição de agências que foi estabelecido pela Celtins quando da homologação do regulamento sobre o tema, cumpriu o papel necessário de atendimento ao rito legal, porém nota-se que o formato requer adequações com vistas à melhoria da qualidade do serviço prestado aos consumidores da área de concessão da empresa neste canal de atendimento. 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 presenciais não seguem padroes visuais, muitas vezes confundindo o cliente no momento de uma informação simples. Observa-se a inexistência de ferramentas de gestão robustas que permitam mensurar e subsidiar estudos de reestruturação e/ou adequação necessárias à melhoria dos indicadores de qualidade do atendimento prestado. Tem-se uma gestão descentralizada e pautada, sobretudo, em iniciativas locais. 130

131 Adicionalmente, nota-se a possibilidade de aplicação de recursos que possam contribuir - ainda mais - com a melhoria dos serviços prestados, como na adequação/manutenção dos imóveis e móveis que compõem as agências de atendimento. As fotografias a seguir ilustram as condições atuais das agências, que são boas, mas podem receber melhorias. FOTOS DE AGÊNCIAS DE ATENDIMENTO DA Celtins Com base nas características e constatações observadas e aqui elencadas depreende-se que o atendimento presencial realizado pela Celtins apresenta condição de elevada potencialidade de adequação de procedimentos, com vistas à melhoria do atendimento prestado aos consumidores de sua área de concessão. Adicionalmente verifica-se, da mesma forma, a possibilidade de adequação de infraestrutura física e tecnológica, fatores estes que inevitavelmente logram benefícios aos resultados operacionais da empresa. (d) Inadimplência A partir de 2012, a Celtins passou a realizar as atividades de gestão de recebíveis com equipe própria. A área responsável pela gestão do recebível está na Coordenação de Arrecadação e Cobrança, com quadro de 03 colaboradores, respondendo à Gerência de Faturamento e Arrecadação, que por sua vez, está subordinada à Superintendência Comercial. 131

132 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 Índice de arrecadação. O indicador de inadimplência leva em consideração o somatório dos valores arrecadados em 14 meses, referente ao faturamento vencido em 12 meses mais faturas negociadas, dividido pelo somatório do total do faturamento vencido no mesmo período. Tem como objetivo de 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 0,55% em junho/2013. EVOLUÇÃO DO ÍNDICE DE INADIMPLÊNCIA NOS MESES DE JANEIRO A JUNHO/2013 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. 132

133 EVOLUÇÃO EM (R$) DOS VALORES EM CARTEIRA NOS MESES DE MAIO E JUNHO/2013 Ainda sobre o indicador de valores em carteira destacam-se os vinte maiores devedores, com vencimento acima de 90 dias em junho/13. MAIORES DEVEDORES DA DISTRIBUIDORA JUNHO/13 133

134 A seguir a evolução do índice de arrecadação, dos anos de 2007 a junho/2013: EVOLUÇÃO DO ÍNDICE DE ARRECADAÇÃO Constata-se que historicamente os valores arrecadados de 2007 a 2012 são inferiores aos valores faturados, portanto conclui-se que não estava recuperando os valores em carteira, diferente do que ocorreu no primeiro semestre de 2013, que a arrecadação foi 4,26% a maior que o faturado. O sistema comercial utilizado nas atividades relacionadas à gestão dos recebíveis é o CS da Elucid Solution S/A, empresa terceirizada prestadora de serviços de TI a Celtins e ao Grupo Rede. A busca pela redução da inadimplência está pautada nos seguintes pontos, passíveis de uma análise quanto à possibilidade de aprimoramento: No acompanhamento das ações de cobrança, a Celtins conta com apoio dos atendentes para a telecobrança apenas para os clientes da área rural. Para o Grupo-A, existe acompanhamento do corte, porém não são evidenciados os resultados da eficiência. Quanto à regra de negociação, não existe obrigatoriedade de entrada nos parcelamentos para os clientes do Grupo A, B e Poder Público quando negociados pelos gerentes e diretores. 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. 134

135 As ações desenvolvidas para combate a inadimplência fazem parte da rotina diária da área comercial. Os resultados dos indicadores são acompanhados de várias formas (diário, semanal e mensal) e compartilhado com todas as áreas envolvidas, no entanto os indicadores podem ser tornar mais eficazes, demonstrando a tomada de decisão de forma assertiva. Seção 4.06 Gestão Estrutura Organizacional da Celtins A empresa possui um quadro de colaboradores de aproximadamente 838 trabalhadores próprios e 692 trabalhadores terceiros, destes 65 ocupam cargos de liderança, divididos na seguinte forma: 1 Vice-Presidente, 1 Superintendente, 4 Diretores, 1 Assessor, 20 Gerentes e 38 Coordenadores. A estrutura organizacional apresentada se mostra organizada em cinco níveis e com a proporção líder/liderado próximo a 24, ou seja, um líder para cada 24 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 de Tocantins 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 Celtins atua com um modelo de terceirização intensivo de suas atividades, representando 45% da força de trabalho total terceirizada. Segurança do Trabalho Na Celtins, a realização de campanhas de educação, conscientização e orientação, visando a prevenção de acidentes do trabalho e de doenças ocupacionais é de responsabilidade da Coordenação de Segurança do trabalho, que está ligada a Gerência de Gestão de Pessoas e Segurança no trabalho. A mais importante ação realizada é o Projeto Segurança em Primeiro lugar, que tem como principal objetivo a promoção a conscientização dos colaboradores próprios, parceiros e população, quanto à importância dos procedimentos para execução de um trabalho seguro nas redes de energia elétrica. 135

136 Podem ser destacadas as seguintes ações que compõem o Projeto Segurança em Primeiro lugar: Próprios Categoria Ação 1 - Integração de Segurança, Saúde e Meio Ambiente para os novos colaboradores; 2 - Diálogo de Segurança, Saúde e Meio Ambiente 3 - Fiscalização das equipes em campo para verificar práticas seguras e procedimentos de segurança; 4 - Comunicação de eventos: Envolver os Gestores na divulgação de toda ocorrência de acidentes e outras não conformidades encontradas 5 - Ranking das GRSs (Gerência Regional Serviço ) Parceiros 1 - Auditoria de Segurança: Fiscalização na sede das empresas parceiras da documentação e obrigações quanto ao cumprimento da NR-10 e trabalhista; 2 - Carta de Autorização: Identificar o empregado de acordo com sua capacitação, qualificação, de forma a atender a NR-10; 3 - Ranking das Terceirizadas: Fomentar ações preventivas para execução dos trabalhos nas empresas contratadas, envolvendo todos os colaboradores para práticas seguras; 4 Política de penalidades: Definição de uma política de multas contratuais por descumprimento dos procedimentos de segurança Em implantação. População 1 - Spots de rádio; 2 - Palestras de conscientização 3 - Mensagem na fatura; Distribuir folders anexos as contas de energia, com informações de segurança; 136

137 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 (Benchmarks 2012) TG (próprios) AMPLA(0,00) COELCE (0,00) TF (próprios) 5,77 5,9 6,45 AMPLA (0,00) COELCE (0,00) TG (terceiros) ELEKTRO (51) TF (terceiros) 16,04 13,45 15,49 AMPLA (1,29) Apesar de possuir estrutura de segurança do trabalho que atenda à legislação, a Celtins ocupa uma das últimas posições (27ª de 30 posições) do Ranking ABRADEE, que mede a excelência deste requisito entre as Associadas. Uma das maiores deficiências na segurança do trabalho refere-se à mão de obra contratada, onde ocorrem os acidentes fatais em proporção elevada. Outro ponto relevante é o volume de horas extras. Na Celtins, a média de horas extras por colaborador é de 15,42 h/colaborador e a jornada prolongada expõe as equipes a acidentes em maior frequência e com maior gravidade. A equipe de segurança do trabalho, embora atendendo a legislação, carece de uma reciclagem com novas metodologias e procedimentos utilizados na segurança de empresas deste porte. Acordos Coletivos O Sindicato da Categoria é o Sindicato dos Trabalhadores em Eletricidade do Estado do Tocantins - STEET. A data base do Acordo Coletivo de Trabalho da Celtins é em Abril, e o ACT tem vigência de 2 anos. Seguem abaixo os principais itens previstos no ACT 2012/2014: Piso Salarial da Categoria: R$: 849,60; 137

138 Gratificação para dirigir veículos: adicional de R$131,69, aos empregados que dirijam carro ou moto, em decorrência de suas atividades operacionais, e empregados credenciados para tal função; Vale Alimentação e Refeição: R$ 535,00. Salários até R$ 1.091,74, participação de 2%. Salários de R$ 1.091,74 a R$ 1.819,56, participação de 4,5%. Salários de R$1.819,56 a R$2.517,06, participação de 7,0%. Salários acima de R$ 2.517,06, participação de 10%; Bolsa de Estudos: 50% para cursos de nível médio, superior e pós-graduação, condicionada ao aproveitamento e política interna; Auxílio Creche: R$ 275,09 para filhos de até 3 anos de idade; Estrutura de cargos e remuneração: realizar no mês de março de 2013 uma apresentação ao SINDICATO, das ações realizadas em 2012; e Gratificação de férias e abono constitucional de férias: gratificação de férias, somadas ao abono constitucional, é igual a 100% do salário-base para os empregados que ganham até R$ 2.153,79. Para os salários superiores, será devida 60% salário-base, garantindo, para esses empregados, um mínimo igual ao valor de R$2.153,79, já somado com o valor devido do abono constitucional de férias. O acordo coletivo da Celtins influencia fortemente os custos e a gestão da empresa, pois assegura vantagens e reconhecimentos que impactam diretamente as estratégias de Recursos Humanos da organização. Seção 4.07 Financeiro (a) Endividamento Financeiro, Fiscal e Setorial Passivo Financeiro (Eletrobrás) e Setorial em Atraso O estoque de passivos financeiros (Eletrobrás) e setoriais cresceu à medida que a administração da empresa não conseguia obter novas linhas de crédito para rolagem dos vencimentos dos empréstimos e financiamentos, ao mesmo tempo em que buscava o cumprimento dos compromissos do contrato de concessão. Em 30 de junho de 2013, a Celtins apresentava um saldo em atraso de R$123,8 milhões associado a encargos setoriais, obrigações fiscais, financiamento Eletrobrás com recursos da RGR e empréstimos de partes relacionadas, cuja composição está demonstrada no quadro abaixo. A empresa não possui pendência com suprimento de energia. 138

139 PASSIVOS EM ATRASO - SALDO EM 30/06/2013 DESCRIÇÃO R$ Milhões ENCARGOS SETORIAIS 55,0 CCC 21,7 CDE 4,9 Quota para RGR 13,4 Quotas do PROINFA 15,0 SUPRIMENTO DE ENERGIA - Quotas de ITAIPU - OBRIGAÇÕES FISCAIS 19,4 Federais 19,4 Estaduais - Municipais - DÍVIDAS COM ELETROBRAS 45,8 EMPRÉSTIMOS DE PARTES RELACIONADAS 3,7 Distribuidoras 3,7 Não Distribuidoras - TOTAL DE PASSIVOS EM ATRASO 123,8 O Despacho ANEEL Nº 213, de 25 de janeiro de 2013 autorizou a Eletrobrás suspender a cobrança dos seguintes encargos: Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis CCC; Conta de Desenvolvimento Energético CDE; Reserva Global de Reversão RGR; e Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica PROINFA; bem como financiamentos com recursos da RGR, vencidos e a vencer, não incluídos aqueles que estejam em execução, até que sobrevenha o termo final da intervenção, ressalvada a necessidade de haver cobrança para evitar a ocorrência de prescrição. Até junho de 2013 o saldo de encargos setoriais em atraso era de R$55,0 milhões, que representa 44,4% 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. Em 30 de junho de 2013 a Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins possuía junto à Eletrobrás um saldo em atraso de R$45,8 milhões referente ao financiamento contratado com recursos da RGR, o que equivale a 37% do total de passivos em atraso. 139

140 As obrigações fiscais em aberto alcançaram R$19,4 milhões integralmente associados a impostos federais. Importante ressaltar que esse saldo não considera tributos parcelados junto aos governos federal, estadual e/ou municipal através de programas como REFIS, PAES, PAEX, dentre outros, pois os mesmos não configuram atraso. Tal montante trata-se apenas de obrigação fiscal em atraso, ainda não refinanciada. Ao final do segundo trimestre de 2013 a Celtins possuía saldo passivo de mútuo (partes relacionadas) no valor de R$3,7 milhões inteiramente contratados junto a Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema (EDEVP). No capítulo 9 que trata da proposta da Energisa para o Plano de Recuperação será apresentada uma solução para estas importantes pendências financeiras. (b) Caracterização do Endividamento e Perfil da Dívida A Celtins 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. O saldo devedor de empréstimos e financiamentos em 30 de Junho de 2013 é de R$338,3 milhões. Do saldo devedor com a Eletrobrás de R$128,5 milhões, R$45,8 milhões são empréstimos em atraso. Credor CELTINS % ABC BRASIL 0,0 0,0% BID 118,4 35,0% BRADESCO 0,3 0,1% BRASIL 0,3 0,1% ELETROBRAS 128,5 38,0% HP 0,1 0,0% SAFRA 6,8 2,0% SANTANDER 83,9 24,8% Total geral 338,3 100,0% O custo médio e o prazo médio do endividamento ao final de junho de 2013 ficaram em: 140

141 Custo Médio (% do CDI) Prazo Médio (anos) Saldo de Empréstimos (R$ milhões) CELTINS 131,0% 1,6 338 Do montante total de dívidas, R$193 milhões deverão ser amortizados até 31 de dezembro de 2014 (R$270 milhões até 2015), o que demonstra uma necessidade de refinanciamento urgente e consequente risco de insolvência caso não seja viabilizado. O cronograma de amortização dos empréstimos e financiamentos, em 30 de junho de 2013, está apresentado no quadro abaixo: R$ milhões 2S Total ABC BRASIL 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 BID -37,4-29,9-32,9-18,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0-118,4 BRADESCO -0,1-0,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0-0,3 BRASIL -0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0-0,3 ELETROBRÁS -67,1-16,7-15,9-11,7-3,5-3,5-3,5-3,3-2,5-0,8 0,0 0,0-128,5 HP 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0-0,1 SAFRA -0,6-1,2-1,2-1,2-1,2-1,2-0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0-6,8 SANTANDER -13,2-26,5-26,5-17,7 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0-83,9 Total geral -118,8-74,5-76,6-48,7-4,7-4,7-3,6-3,3-2,5-0,8 0,0 0,0-338,3 % c/ Eletrobras 35,1% 22,0% 22,6% 14,4% 1,4% 1,4% 1,1% 1,0% 0,7% 0,2% 0,0% 0,0% 100,0% % s/ Eletrobras 24,7% 27,6% 28,9% 17,6% 0,6% 0,6% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 100,0% (c) Nível de Comprometimento de Recebível De acordo com dados obtidos junto a Celtins, 67,0% da Receita Líquida estimada para o ano de 2014 já está cedida em garantia a obrigações tais como: (i) pagamento de empréstimos e financiamentos (39,4%) e (ii) compra de energia (27,6%). A média de vinculação de 2014 a 2016 é de 60,2%. CELTINS (R$ milhões) OBRIGAÇÕES GARANTIDAS GARANTIA Receita Líquida Receita Líquida Anual Serviço da Dívida % ¹ Compra de Energia % ¹ % ¹ Ano Vinculada (Caso Alternativo) ,0 39,4% 183,9 27,6% 445,9 67,0% 665, ,6 36,1% 184,6 25,3% 448,2 61,4% 729, ,1 32,6% 178,3 21,1% 453,5 53,7% 843, ,8 2,3% 178,3 19,1% 200,2 21,5% 932, ,5 2,0% 178,3 17,5% 198,8 19,5% 1.020,6 1: % da Receita Líquida Anual 141

142 Com o recebimento dos créditos intercompanies, é importante que a empresa privilegie o pagamento de dívidas mais onerosas, curtas e sobregarantidas, visando melhorar a financiabilidade da empresa. (d) Estrutura de Capital Agravando a situação da Celtins, além das relevantes dívidas bancárias, há impostos parcelados (R$71,9 milhões), impostos em atraso (R$19,4 milhões), déficit atuarial a cobrir (R$0,5 milhão), encargos setoriais (R$55,0 milhões) e mútuos (R$3,7 milhões). Os principais indicadores do desempenho econômico-financeiro da Celtins nos balancetes de 30 de junho de 2013 e demais informações levantadas na diligência estão apresentados a seguir: Posição 2T2013 (R$ MM) CELTINS Empréstimos e Financiamentos 338,3 Impostos Parcelados 71,9 Impostos em Atraso 19,4 Provisão para déficit atuarial 0,5 Mútuos 3,7 Encargos Setoriais/Eletrobrás Em Atraso 55,0 Encargos Atrasados + Tributos em Atraso 55,0 Repasse Itaipú Atrasado - Dívida Total ¹ 488,7 Disponibilidades + Aplicações no Mercado Aberto + Recebimento Mútuo + Daycoval 93,0 Disponibilidades 12,7 Aplicações no Mercado Aberto 3,9 Recebimento de Mútuo 65,8 Daycoval 10,5 Dívida Líquida 395,8 EBITDA 2012² - SEM CONTINGÊNCIA/PDD 112,0 EBITDA 2012² 79,5 Patrimônio Líquido 540,8 Capital Social / Reservas de Capital 234,3 Reserva de Reavaliação 90,0 Reservas de Lucro / Prejuízos acumulados 216,5 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 CELTINS Divida Líquida / (Dívida Líquida + PL) 42,3% Dívida Líquida/ EBITDA 5,0x Dívida Líquida/ EBITDA - Sem Contingência/PDD 3,5x 142

143 Calculando-se o indicador de alavancagem financeira através da divisão da dívida líquida de junho de 2013 pelo EBITDA (2012) alcança-se 5,0x. Mesmo com o recebimento dos mútuos intercompanies e Daycoval, a Celtins ainda apresenta situação de desequilíbrio na visão de crédito, pois precisa cumprir um relevante plano de investimentos que irá impactar seu indicador de alavancagem durante sua execução. (e) Índice de Cobertura de Dívidas (covenants) Duas dívidas da Celtins possuem índices financeiros firmados contratualmente, a serem erificados pela companhia com periodicidade trimestral e semestral ( o enants ). Na apuração feita em 31 de dezembro de 2012, praticamente todos os Covenants estavam descumpridos, conforme pode ser visto no quadro abaixo. APURAÇÃO EM 31/12/2012 COVENANT FINANCEIRO Indicador Periodicidade Verificado em 31/12/2012 SANTANDER Dívida Líquida / EBITDA < 3,00 Semestral Default BID Índice de Liquidez > 1,00 Trimestral Cumprido Dívida Bruta / EBITDA < 3,25 Trimestral Default Dívida Bruta de Curto Prazo / EBITDA < 0,75 Trimestral Default Cobertura de Juros > 2,25 Trimestral Default Os dados foram obtidos através das Demonstrações Financeiras publicadas de 31 de dezembro de 2012 e demonstram indicadores de Dívida Líquida / EBITDA de 4,35x; Dívida Bruta de Curto Prazo / EBITDA de 2,55x e Cobertura de Juros de 0,64x, acarretando os referidos descumprimentos. A forte perda de gera o de cai a operacional ( A ) erificada em foi causada principalmente: (i) pelo significativo acréscimo de 28,2% no custo da energia de curto prazo comprada para revenda CCEE, impactado pelo PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) e pela variação nos preços da energia comprada em leilão; (ii) pelo aumento de R$31,4 milhões na constituição de provisões cíveis, trabalhistas e reconhecimento de ações judiciais de natureza cível e regulatória, que passaram de uma despesa de R$1,0 milhão em 2011 para uma despesa de R$32,4 milhões; e (iii) baixo crescimento da receita líquida verificado no ano 143

144 de 2012, apenas 1,8%. O quadro é agravado pela não realização de investimentos com vistas a melhorar a eficiência operacional da companhia. Caberá ao novo controlador do Grupo Rede regularizar a situação de cada dívida logo nas primeiras semanas após iniciar a gestão da companhia, através do estabelecimento de novos níveis de Covenants e, no extremo, substituindo algumas dívidas mais curtas, caras e sobregarantidas, ação que deverá gerar conforto para os bancos e demais parceiros de crédito. Energisa possui um plano de gestão das dívidas existentes e de contratação de novos financiamentos para realização do relevante programa de investimentos, o que já está em curso, visando sua aplicação logo na assunção do controle das empresas do Grupo Rede, conforme será tratado nos capítulos 7 e 9. (f) Stand Still Com a dificuldade de refinanciamento agravada pela elevada alavancagem e pela crise financeira envolvendo o Grupo Rede, a Celtins 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 dos credores, além de um Acordo de Stand Still com o Banco Interamericano de Desenvolvimento - BID (Cemat e Celtins), com objetivo de suspender o fluxo de pagamento dos empréstimos e financiamentos existentes à época. O quadro abaixo apresenta a lista dos credores da Celtins que são signatários, tanto do Termo de Entendimentos, quanto do Stand Still, e o respectivo saldo em 30 de junho de 2013, que alcançou um total de R$209,7 milhões. 144

145 SALDO EM 30/06/2013 CREDOR R$ Milhões TERMO DE ENTENDIMENTOS BRADESCO 0,3 BRASIL 0,3 SAFRA 6,8 SANTANDER 83,9 STAND STILL BID 118,4 TOTAL 209,7 Esse montante representa 100% da dívida bancária, não considerando o saldo devedor perante Eletrobrás que em 30 de junho de 2013 era de R$128,5 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. Durante o Período de Suspensão dos pagamentos, constante do Termo de Entendimentos, os credores concordam que não declararão vencimento antecipado das obrigações decorrentes das Operações Financeiras celebradas com as concessionárias, ou de fatos e eventos relacionados à Rede Energia (controladora), tais como não pagamento de suas obrigações no vencimento, ajuizamento de execuções e protestos contra a Rede Energia, e inclusive pedido de recuperação judicial ou extrajudicial, fato que se materializou em 23 de novembro de 2012, quando quatro empresas holdings e uma comercializadora de energia do Grupo requereram recuperação judicial. A condição suspensiva do Termo de Entendimentos era a comprovação de adesão de 90% dos credores do Anexo I do documento, que apresenta o volume de participação financeira. No Anexo I existe a relação de credores cuja participação foi considerada exclusivamente para os fins do quorum desta condição. Cumpre informar que tal condição suspensiva foi atendida. 145

146 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. Em agosto de 2012 foi firmado um Acordo de Stand Still específico entre a Celtins e BID, no qual aquela instituição financeira renunciou em cobrar seus direitos pactuados no contrato de financiamento da eltins at que se conclua a negocia o dos documentos definitivos de reestrutura o. O montante contratado a que o Acordo se refere é de US$80 milhões, assinado em 24 de abril de Aconteceu um evento de default em 15 de maio de 2012 que incluiu o não pagamento da parcela do empréstimo. Em 27 de julho de 2012 foi assinado um memorando de entendimentos entre Celtins, Rede Energia e BID onde foi apresentada intenção de negociar os termos do empréstimo. O banco concordou que durante o período de negociação não executaria seus direitos associados a esse crédito. O Acordo estabelece alguns eventos que poderão culminar com o cancelamento do Stand Still, dos quais cumpre destacar: (i) insolvência ou falência da Celtins; (ii) não cumprimento dos covenants financeiros firmados; (iii) algum credor reivindicar vencimento de dívida em montante igual ou maior a R$5 milhões; (iv) a concessão da Celtins for encerrada antes do prazo estabelecido na outorga; (v) ocorrer qualquer evento de default declarado por algum credor da Celtins; (vi) falha na suspensão do Penalty Action da Celpa; (vii) o BID ser obrigado a pagar qualquer valor ou estabelecer garantias no Penalty Action da Celpa; e (viii) judiciário não aceitar o Celpa Dismissal Motion. Ficou estabelecido que a Celtins não poderia fazer nenhum pagamento, exceto pelos termos do Approved Payments. Celtins não poderia se fundir com nenhuma outra empresa, vender propriedade ou ativo, exceto se for atividade rotineira de seu negócio. Sempre que fizer pagamento de juros ou amortização do principal da dívida junto ao Santander, Celtins deverá pagar simultaneamente ao BID em montante equivalente. 146

147 Em janeiro de 2013 foi assinado o primeiro termo aditivo ao Acordo de Stand Still entre a Celtins e o BID, considerando que o prazo do instrumento original havia vencido em dezembro de Tal aditivo incluiu waiver da multa de atraso de 2,0% contado a partir de 17 de dezembro de Sempre que a Celtins fizer pagamento de juros e amortização da dívida com o Santander, deverá ao mesmo tempo pagar ao BID 137% do valor pago ao Santander. O primeiro aditivo estabeleceu novos eventos de encerramento do Stand Still. O que acontecer primeiro: a data de 15 de junho de 2013 ou a data de execução do acordo de compra do controle do Grupo Rede pela Equatorial e CPFL. Em junho de 2013 foi firmado o segundo aditivo entre a Celtins e o BID, considerando que o primeiro termo aditivo venceria em 15 de junho de Neste instrumento houve a inclusão do Approved Purchaser pelo consórcio Equatorial/CPFL ou por qualquer outro interessado em adquirir o controle societário do Grupo Rede. Ficou estabelecido que a Celtins deveria pagar ao Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID) até o dia 27 de junho de 2013 o montante de US$976,7 mil, que equivale a 137% do valor que seria pago ao Santander. O segundo termo aditivo instituiu nova data para o vencimento do Stand Still. Novamente, o que acontecer primeiro: a data de 30 de agosto de 2013 ou a data de cumprimento de todas as condições precedentes para a consumação da aquisição do Grupo Rede por um investidor aprovado no plano de recuperação judicial. Em agosto de 2013 foi assinado o terceiro termo aditivo ao Acordo, considerando que o segundo aditivo venceria em 30 de agosto de O vencimento do terceiro aditivo será o que ocorrer primeiro de três eventos: (i) a data de 15 de janeiro de 2014; (ii) a data de cumprimento de todas as condições precedentes para a consumação da aquisição do controle societário do Grupo Rede ou da Celtins; ou (iii) a data de emissão de notificação por autoridade competente sobre a venda ou transferência dos direitos ou propriedade da Celtins. Energisa já possui um acordo com o BID, se comprometendo a regularizar os pagamentos em atraso e restabelecer as condições normais do contrato, sem a consideração de multas e demais penalidades incorridas. (g) Mutuos Como parte da correção das transgressões apontadas pela ANEEL, no âmbito da aquisição do controle pela Energisa, deverá tratar a liquidação dos mútuos entre companhias. 147

148 Com base nas demonstrações financeiras de 30 de junho de 2013, a Celtins pagará mútuo existente no montante de R$3,7 milhões contra EDEVP, conforme abaixo demonstrado: R$ milhões EDEVP 3,7 Distribuidoras 3,7 TOTAL 3,7 Por outro lado, Celtins possui mútuo a receber no montante total de R$65,8 milhões, dos quais R$24,4 milhões de distribuidoras coligadas e R$41,4 milhões de holdings do Grupo Rede, conforme descrito abaixo: R$ milhões Enersul 24,4 Distribuidoras 24,4 Rede Energia 24,6 Rede Power 16,8 Holdings 41,4 TOTAL 65,8 148

149 5. Visão do Interventor sobre a Concessão A ANEEL por meio da Resolução Autorizativa nº 3.648, de 31 de agosto de 2012, determinou a Intervenção Administrativa na Celtins. 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 Isaac Pinto Averbuch, 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 Celtins. 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 Celtins. 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 um dia, visou a 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 das Falhas e Transgressões. Dessa reunião resultou uma Memória de Reunião, assinada pelas partes, devidamente anexada ao presente Plano (vide Anexos) e que apresenta os principais temas tratados, da qual podem ser destacados: 149

150 - Foi relatado que o período remanescente da concessão, com término em 2020, é uma dificuldade para as decisões de investimentos e para o parcelamento de dívidas; - Foi relatado que os contratos com os empreiteiros foram renegociados recentemente e estão sendo finalizados novos contratos, esta renegociação acarretou o aumento de despesas frente ao que se praticava; - Outra pendência importante é a dívida do Estado para com a Celtins no montante de R$ 90 milhões relativo à eficientização da iluminação pública; - O Interventor informou também que foi aprovada CPI sobre a Celtins na Assembleia Legislativa do Estado; - Em relação à compra de energia foi informado que será feita uma chamada pública. Uma alternativa seria concretizar a transferência de contratos de outras concessionárias do Grupo Rede, objetivando minimizar a exposição para 2015; - Foi ressaltado que existem contratos de usinas que foram desverticalizadas e negociadas pelo antigo controlador com a ENEL e que não possuem repasse integral do preço nos movimentos tarifários, fruto da diferença entre o preço do contrato e o preço homologado pela ANEEL para essas usinas. Este descasamento afeta financeiramente a Celtins em cerca de R$ 10 milhões por ano. Não foi tomada ainda nenhuma medida administrativa ou legal quanto ao equacionamento destes valores; - Foi destacado que a exequibilidade do investimento necessário é uma grande restrição que afeta a qualidade da energia na área de concessão da Celtins. Foi apontado que a maior parte das compensações pagas, decorrentes da infração dos indicadores individuais, está localizada na área rural e que para se resolver este problema há que se ter esforço técnico e financeiro enorme, dada as características da rede de distribuição. Esse fato é agravado pela falta de empreiteiros na região tanto para as atividades de manutenção como de investimentos; - Foi informado que a Celtins teve aumento das perdas técnicas entre o 2º e 3º ciclos revisionais em função da entrada da geração passante nas redes desde maio de A geração distribuída é conectada em extensas linhas de distribuição de 34,5KV ocasionando, em períodos de geração plena, impactos consideráveis como perdas técnicas e grandes variações de tensão. O cálculo das perdas não técnicas (PNT) na última revisão tarifária foi prejudicado pelo descasamento entre a entrada da geração passante (afeta perda técnica) e a apuração das perdas técnicas. Ou seja, o ano de 2011 que serviu de base para o cálculo da PNT tem somente metade do novo patamar de perdas técnicas refletido; 150

151 - Quanto ao PLPT foi informado que a 3ª e a 4ª tranche são de responsabilidade integral de execução por parte da Celtins. A concessionária encontra-se em negociação da 5ª tranche junto à Eletrobras. Estima-se ligar ligações até A Celtins informou que enviou correspondência à ANEEL solicitando postergação da universalização para 2018 em virtude do risco de exequibilidade do Plano, especialmente questões envolvendo disponibilidade de empreiteiras para execução do investimento. Realçou a importância desse tema, pois um volume de investimento desta monta acaba por não se tornar realizável pela incapacidade física de mobilização de equipes e empreiteiras necessárias para sua viabilização e o considerável impacto nas tarifas se não houver subsídios disponíveis após 2014; - Quanto ao investimento foi informado que o PDD somente contempla obras para melhoria e expansão. O investimento necessário para se atender o patamar regulatório de qualidade e perdas é adicional ao valor constante no PDD; - Outro ponto abordado é a dificuldade decorrente da reduzida geração de caixa da Celtins, tendo um EBITDA regulatório de apenas R$ 46 milhões. Em síntese os principais desafios da concessão estariam relacionados com qualidade, perdas e programa de universalização, cuja exequibilidade não depende apenas de recursos financeiros, tendo em vista a escassez de empreiteiras e mão de obra especializada na região. Tudo isso diante da reduzida geração de caixa. A questão das perdas já havia sido levantada pela Celtins, no contexto da AP nº 21/12, relativa à 3ª RTP da Celtins. Naquela oportunidade a concessionária formalizou a sua contribuição ao tema, conforme apresentado a seguir: ANEEL para o 3 o, deve-se acrescentar u 2011 a Abril de (...) Em vista dos esclarecimentos apresentados viemos por meio desta solicitar a revisão dos valores de perdas técnicas considerados pela ANEEL para os níveis A2 e A3, (...) uma vez que, os valores adotados pelo Órgão Regulatório não consideram os incrementos nas perdas técnicas 151

152 Entretanto, o pleito da concessionária não foi acatado pela ANEEL, conforme consta da NT SRD 087/2012: O ntado pela Celtins reflete uma situação atípica. Tais situações podem ocorrer, trazendo consequências positivas ou negativas para as perdas da distribuidora. Nesse caso, a distribuidora deve acompanhar as perdas no seu sistema, podendo solicitar revisão ta extraordinária se for verificado um desequilíbrio econômico financeiro. O pleito não será, Os limites dos indicadores de continuidade (DEC/FEC) definidos pela ANEEL para o 3 o CRTP também foram objeto de contribuição por parte da Celtins no contexto da AP nº 21/12: contemplados de forma adequada neste processo, quais sejam: 1) Consideração nos limites propostos das peculiaridades de infraestrutura ; e, em especial na área de concessão da Celtins, que se caracteriza pela baixa densidade de consumidores por extensão de rede e pelo baixo poder aquisitivo da população. (...) Por não considerar adequadamente as peculiaridades inerentes a sua área de concessão, os limites propostos. (...) Neste sentido, uma forte redução dos limites em um curto espaço de tempo leva a necessidade de um alto volume de investimentos o que prejudicaria a busca pela modicidade tarifária. (...) Dado que os limites são inexequíveis dentro da premissa de prudência dos investimentos, cas descumprimento de tais limites. (...) Desta forma, a Celtins entende que os limites ora propostos pela ANEEL necessitam de ajustes, uma vez que os recursos n 152

153 Apesar dos argumentos apresentados pela Celtins, os valores propostos pela concessionária não foram totalmente aceitos pela ANEEL. Os limites de continuidade homologados estão apresentados na tabela a seguir. Analisando as contribuições aportas pela concessionária no contexto da 3ª RTP e as conclusões decorrentes das duas reuniões realizadas entre Celtins e Energisa, resta claro que a concessão apresenta três grandes problemas: cumprimento das metas regulatórias de perdas; cumprimento dos limites de continuidade e cumprimento das metas do programa de universalização rural, tudo isso diante da reduzida geração de caixa da concessionária (EBITDA regulatório de R$ 46 milhões). 153

154 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. (...) 154

155 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. 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: projetados como o Balanço Patrimonial, Demonstração de Resultados e Demonstração do Fluxo de Caixa Direto. Os demonstrativos 2025 em bases trimestrais e em moeda nominal. Além disso, as Concessionárias deverão apresentar o Balanço Energético. Por sustentabilidade - - 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) (ii) discriminação dos meios a serem empregados para viabilizar a recuperação da concessão; demonstração da viabilidade econômica e financeira da concessionária; 155

156 (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 (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 156

157 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. 157

158 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. 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 158

159 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 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 159

160 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; 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). 160

161 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 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. 161

162 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 Celtins acumulou, até junho de 2013, crescimento de 10,2% vs Com base neste crescimento acumulado e na taxa de crescimento média de 8,6% a.a. no período compreendido entre os anos de 2006 e 2012, as projeções da Energisa apontam um crescimento no consumo total de 9,9% para o fechamento do ano atual vs As projeções apontam também um crescimento de 11,6% a.a. em 2014 vs 2013, amortizado suavemente no decorrer dos anos subsequentes, encerrando o período com um crescimento geométrico de 5,4% a.a. no consumo do mercado Total da Celtins. Retirando os efeitos de migrações, o consumo de energia elétrica Total da Celtins atingiria crescimento de 8,1% a.a. no período 2006/2012. Consumo Total - CELTINS ,9 11,6 Cresc. Acum. 2006/2012 8,6% 8,3 Total GWh Taxa de Crescimento (%) 7,1 Cresc. Acum. 2013/2025 5,4% 5,1 4,8 4,4 4,4 4,2 4,0 3,7 3,7 3, ,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 Celtins acumulou, até o sexto mês de 2013, excelente crescimento de 15,7% vs Tomando como premissa este crescimento acumulado em 2013 e o forte crescimento de 9,3% a.a. no período de 2006 e 2012, as 162

163 projeções da Energisa apontam um crescimento no consumo total de 13,8% para o ano de 2013 e um crescimento médio de 5,8% 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 Celtins, em 2014, cerca de 11 GWh. No período acumulado entre 2014 e 2025, o valor chega a 116 GWh. Consumo Residencial - CELTINS ,8 Cresc. Acum. 2006/2012 9,3% Residencial GWh Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2013/2025 5,8% 25,0 20,0 15, ,9 7,2 6,7 6,3 5,9 10, ,3 5,3 5,0 4,8 4,6 4,4 4,2 5, Fonte: Balanço Energético. O consumo industrial de energia elétrica da Celtins acumulou, até o primeiro semestre de 2013, crescimento de 3,7% vs Esta taxa de crescimento influencia diretamente as projeções. Porém, o histórico de consumo industrial da Celtins mostrou um forte crescimento de 12,9% a.a. no período 2006/2012. Retirando o efeito das migrações, esta taxa seria de 10,9% a.a.. A Energia Recuperada na classe Industrial da Celtins tem como previsão agregar à classe, de 2013 a 2025, 6 GWh de consumo no total. Foram utilizadas informações de novas cargas a seguir para as previsões: Ano Novas Cargas (GWh) Com base nestas prerrogativas, as projeções da Energisa indicam um crescimento geométrico no período de de 6,6% a.a., encerrando o ano de 2013 com crescimento de 11,6%. 163

164 Consumo Industrial - CELTINS ,6 22,3 Industrial GWh Taxa de Crescimento (%) 16,2 12,7 Cresc. Acum. 2006/ ,9% Cresc. Acum. 2013/2025 6,6% 3,8 3,7 3,5 3,5 3,3 3,2 3,1 3,0 2, ,0 45,0 40,0 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 - Fonte: Balanço Energético. O consumo de energia elétrica da Celtins na classe comercial acumulou, até junho de 2013, 9,0% de crescimento vs Levando em consideração o histórico do consumo comercial, a classe apresentou um crescimento médio de 7,7% a.a. de 2006 a Retirando-se os efeitos das migrações ocorridas, o crescimento da classe comercial atingiria um crescimento médio de 6,5% 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 23 GWh. Foram utilizadas informações de novas cargas a seguir para as previsões. Ano Novas Cargas (GWh) Corroborando estas premissas, as projeções da Energisa apontam um crescimento médio de 3,9% a.a. no consumo comercial da Celtins no período e uma taxa de crescimento de 4,7% para o ano de

165 Consumo Comercial - CELTINS ,7 5,2 5,0 Comercial GWh Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2006/2012 7,7% Cresc. Acum. 2013/2025 3,9% 4,5 4,3 4,1 3,8 3,8 3,6 3,5 2,5 3,3 3, ,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 Celtins acumulou, até junho de 2013, crescimento de 13,1% vs No período compreendido entre 2006 e 2012 a classe Rural atingiu um crescimento médio de 12,3% a.a.. O forte crescimento de 2014 a 2016 decorre do processo de Universalização, que conforme projeções agregará, em média, aproximadamente 64 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 Celtins até 2025, cerca de 42 GWh. Com base nestas premissas, as projeções da Energisa apontam um crescimento de 13,9% para o ano de 2013 e crescimento médio de 7,7% a.a. no consumo Rural no período Consumo Rural - CELTINS Rural GWh Taxa de Crescimento (%) 40,0 35, ,0 Cresc. Acum. 2006/ ,3% Cresc. Acum. 2013/2025 7,7% 30,0 25, ,9 13,3 9,7 6,2 5,8 5,1 5,1 4,9 4,6 4,4 4,2 4,0 20,0 15,0 10, , Fonte: Balanço Energético. 165

166 RESUMO DAS PROJEÇÕES DE CONSUMO - Celtins Crescimento Consumo (% a.a.) - CELTINS 2006/ ,0 12,0 12,9 10,9 12,3 12,3 2006/2012 ** 2013/ ,0 8,0 6,0 4,0 9,3 9,3 5,8 6,6 7,7 6,5 3,9 7,7 4,3 4,3 3,1 8,6 8,1 5,4 2,0 - Residencial Industrial Comercial Rural Outros Total Consumo Livre e Número de consumidores O número de consumidores livres da Celtins em dezembro de 2012 era de 6 clientes livres, não ocorrendo mais nenhuma migração até junho de Considerou-se estável o número de consumidores livres até Em contrapartida, com a série histórica do consumo livre dos clientes da Celtins, projetou-se o consumo no ACL. Fonte: Balanço Energético. ** Sem efeito de migrações. Até junho de 2013, o mercado livre da Celtins cresceu 27,8% vs 2012, taxa influenciada pelo menor número de consumidores. No primeiro semestre de 2012 a Celtins contava apenas com 4 clientes livres. 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 13,4% vs As projeções apontam crescimento médio de 1,9% a.a. no período

167 Consumo Ambiente de Contratação Livre (% a.a.) - CELTINS ,4 Cresc. Acum. 2013/2025 1,9% Consumo GWh Taxa de Crescimento (%) 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,92, ,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 - Fonte: Balanço Energético. Número de Consumidores Até junho de 2013, a Celtins cresceu, em número de consumidores, 5,7%. Entre 2006 e 2012, o crescimento médio foi de 6,4% 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 3,7% a.a. no período de 2013 a 2025, finalizando o ano de 2013 com aumento de 4,7%. Número de Consumidores ,7 Cresc. Acum. 2006/2012 6,4% 6,3 TOTAL (Unidade) Taxa de Crescimento (%) 4,9 4,3 Cresc. Acum. 2013/2025 3,7% 3,7 3,6 3,5 3,3 3,2 3,1 3,0 3,0 2, ,0 13,0 11,0 9,0 7,0 5,0 3,0 1,0-1,0 Fonte: Balanço Energético. 167

168 Em relação ao número de consumidores residenciais vinculados à Celtins, o crescimento até o primeiro semestre de 2013 foi de 6,8%. 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 3,9% a.a. no período compreendido entre os anos de 2013 e 2025, finalizando o ano de 2013 com crescimento de 5,5%. Número de Consumidores Residencial (Unidade) Taxa de Crescimento (%) 10, Cresc. Acum. 2006/2012 6,2% Cresc. Acum. 2013/2025 3,9% 9,0 8, , ,5 4,9 4,7 4,5 6,0 5, ,3 4,1 3,9 3,8 3,6 3,5 3,4 3,3 3, ,0 3,0 2,0 Fonte: Balanço Energético. O número de clientes industriais da Celtins retraiu 1,5% até o sexto mês de 2013 vs Tomando como premissa a série histórica, indicando uma queda de 1,1% 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 4,4%. No período , o crescimento geométrico pelas projeções indica 0,6%. 168

169 Número de Consumidores ,4 Cresc. Acum. 2006/2012-1,1% Industrial (Unidade) Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2013/2025 0,6% 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0, ,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 consumidores comerciais da Celtins cresceu, em média, 3,6% a.a. ao longo do período Até junho de 2013, a classe comercial apresentou expansão de 6,6% no número de clientes. 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 4,6% ao final de No período dos doze anos subsequentes, as projeções apontam um crescimento de 2,8% a.a para o período. Número de Consumidores ,6 Cresc. Acum. 2006/2012 3,6% Comercial (Unidade) Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2013/2025 2,8% 3,2 3,1 3,0 2,9 2,8 2,8 2,7 2,6 2,6 2,5 2,4 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 consumidores rurais da Celtins apresentou um crescimento médio de 10,3% no período compreendido entre os anos de 2006 e Até junho de 2013, o número de clientes 169

170 rurais da Celtins atingiu crescimento ameno de 0,2%. 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 2016, suavizando, assim, o crescimento no decorrer dos demais anos e finalizando o período com um crescimento médio de 3,4% a.a. Para 2013, espera-se que o número de clientes rurais atinja expansão de 0,5%. Número de Consumidores ,5 18,0 Rural (Unidade) Taxa de Crescimento (%) 7,4 4,3 Cresc. Acum. 2006/ ,3% Cresc. Acum. 2013/2025 3,4% 1,4 1,4 1,4 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1, ,0 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 - Fonte: Balanço Energético. Resumo das projeções de número de consumidores - Celtins Crescimento Nº Consumidores (% a.a.) - CELTINS 15,0 13,0 2006/ / ,0 10,3 9,0 7,0 6,2 6,4 5,0 3,9 3,6 3,4 3,6 3,7 2,8 3,0 1,6 0,6 1,0-1,0-3,0-1,1 Residencial Industrial Comercial Rural Outros Total Fonte: Balanço Energético. 170

171 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 fechou o período de , com crescimento médio de 2,1% a.a.. Corroborando as projeções de mercado para o consumo e número de consumidores, espera-se que o consumo médio por consumidor encerre o ano de 2013 com crescimento de 5,0% vs 2012 e um crescimento geométrico de 1,6% a.a. no período compreendido entre os anos de 2013 e Retirando os efeitos de migrações, o consumo médio total encerraria o período 2006/2012 com crescimento médio de 1,7% a.a.. Consumo Médio por Consumidor - Total - CELTINS 500,0 450,0 400,0 350,0 300,0 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0 0,0 Cresc. Acum. 2006/2012 2,1% 5,0 4,9 Total (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%) 3,3 2,7 Cresc. Acum. 2013/2025 1,6% 1,3 1,2 0,9 1,0 0,9 0,9 0,7 0,8 0, ,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 Celtins fechou o ano de 2012 com 130 kwh/consumidor/mês, bem abaixo da média da Região Norte, 161 kwh/consumidor/mês e do Brasil, 159 kwh/consumidor/mês. Estes resultados associados ao prognóstico de crescimento econômico da Região e às elevadas temperaturas, revelam grande potencial de crescimento do Consumo Residencial Médio na Celtins. De acordo com as projeções, o consumo residencial médio fechará o ano de 2013 com crescimento de 7,5%. No período de , projeta-se um crescimento médio de 1,8% a.a.. 171

172 Consumo Médio por Consumidor - Residencial - CELTINS 250,0 200,0 150,0 7,9 Residencial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2006/2012 2,9% Cresc. Acum. 2013/2025 1,8% 15,0 13,0 11,0 9,0 100,0 4,7 7,0 5,0 50,0 2,4 2,2 2,0 1,8 1,3 1,5 1,3 1,2 1,2 1,1 1,0 3,0 1,0 0, ,0 Fonte: Balanço Energético. No industrial, o consumo médio encerrou forte alta de 14,1% no período de 2006 a Levando em consideração todo histórico e as demais projeções acima, espera-se que o consumo industrial médio encerre o ano de 2013 com crescimento de 6,9% vs O forte crescimento entre os anos de 2014 e 2015 é explicado por ampliações recebidas para o período. Desta maneira, as projeções apontam, no período , que o consumo industrial médio atingirá um crescimento médio de 5,9% a.a.. Retirando o efeito das migrações ocorridas, o consumo médio industrial encerraria o período entre 2006 e 2012 com 12,1% a.a.. Consumo Médio por Consumidor - Industrial - CELTINS , , ,0 21,5 Industrial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2006/ ,1% Cresc. Acum. 2013/2025 5,9% 40,0 35,0 30,0 25, ,0 15,4 11,9 20,0 15, ,0 6,9 3,1 3,0 2,9 2,8 2,6 2,6 2,5 2,4 2,3 10,0 5,0 0, ,0 Fonte: Balanço Energético. 172

173 O consumo médio comercial atingiu crescimento médio de 4,0% a.a ao longo de , retirando efeito de migrações esta taxa seria 2,9%. As projeções da Energisa apontam que o consumo comercial médio encerrará o ano de 2013 com crescimento de 0,1% vs No período de 2013 a 2025, a taxa de crescimento será de 1,1% a.a.. Consumo Médio por Consumidor - Comercial - CELTINS 1.200, ,0 800,0 600,0 400,0 200,0 0,0 0,1 Cresc. Acum. 2006/2012 4,0% 2,0 Comercial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%) 1,8 Cresc. Acum. 2013/2025 1,1% 1,4 1,3 1,2 1,0 1,1 1,0 0,9 0,8 0,8 0, ,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 alta de 1,9% 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 13,3% vs No período as projeções apontam um crescimento médio de 4,2% a.a.. Consumo Médio por Consumidor - Rural - CELTINS 600,0 13,3 Rural (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%) 15,0 500,0 400,0 7,6 Cresc. Acum. 2006/2012 1,9% Cresc. Acum. 2013/2025 4,2% 13,0 11,0 9,0 300,0 200,0 100,0 5,5 5,1 4,7 4,3 3,7 3,7 3,5 3,3 3,1 2,9 2,7 7,0 5,0 3,0 1,0 0, ,0 Fonte: Balanço Energético. 173

174 RESUMO DAS PROJEÇÕES DE CONSUMO MÉDIO - Celtins Crescimento Consumo Médio por Consumidor (% a.a.) - CELTINS 16,0 14,0 12,0 10,0 14,1 12,1 2006/ /2012 ** 2013/2025 8,0 6,0 4,0 2,0-5,9 4,0 4,2 2,9 2,9 2,9 1,8 1,9 1,9 2,1 1,7 1,1 1,5 1,6 0,6 0,6 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 devem acompanhar o Plano de Recuperação é a evolução dos resultados de DEC e FEC a serem observados pela distribuidora ao longo dos anos vis-à-vis os limites regulatórios estabelecidos. Essa evolução é importante para orientar as ações necessárias em busca do atingimento da estratégia das compensações individuais e para o cálculo do Componente Q do Fator X na projeção dos próximos eventos tarifários da distribuidora. Mas, mais do que isso, essas trajetórias são fundamentais para a definição dos investimentos e do custo operacional a ser incorrido na área de concessão até 2025, balizando os desembolsos a serem realizados na prestação do serviço adequado e dimensionando os aportes tarifários da sociedade. Nesse sentido, partindo-se da premissa de manutenção e atendimento aos limites regulatórios homologados atualmente para a Celtins (apesar de todas as questões já abordadas acerca da adequação ou não do cálculo desses limites como conduzido atualmente pelo Regulador) temse a realização de uma trajetória conforme apresentada no gráfico a seguir: 174

175 40 CELTINS ,15 32,00 29,99 28,17 26,75 26,37 24,57 24,58 22,48 22,78 20,43 20,98 19,16 19,19 17,89 17,39 36,30 16,62 15,35 15,59 32,00 14,08 29,99 13,80 28,17 12,81 26,37 11,54 12,00 24,58 22,78 10,27 19,85 20,98 9,00 18,95 18,04 19,19 17,14 16,23 17,39 15,33 14,43 15,59 13,52 12,62 13,80 11,71 10,81 12,00 9,90 9, DEC FEC DEC limite projeção FEC limite projeção DEC limite homolog FEC limite homolog Como pode ser observado, neste cenário com base na situação atual, considera-se que a Celtins 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 con ergência ao chamado padr 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 Celtins, os valores adotados na simulação do Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões para o ano de 2025 foram 12 horas de DEC e 09 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 2016) deverão caminhar, em trajetória que pautará o conjunto de ações (investimentos e despesas operacionais) necessário ao seu cumprimento. No Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões considera-se, portanto, para o período 2017 em diante, que os limites regulatórios tendem a avançar na direção desses valores estipulados, ajustados para as condições da Celtins, mesmo que em longo prazo o alvo seja o padrão de rede. A distribuidora precisaria ter um DEC e FEC nesses patamares, sem descuidar ainda das compensações individuais a serem pagas uma que a margem de segurança nem pode ser considerada, tal a inflexão dos resultados exigida no período. Novamente frisa-se que a definição dessa trajetória objetiva fornecer parâmetros para as projeções econômico-financeiras, mantidas as condições dos limites definidos no 3CRTP, mas 175

176 não tem a pretensão de substituir a metodologia de fixação dos limites regulatórios por parte da ANEEL, que observa quesitos estatísticos próprios, pautados na comparação de desempenho entre conjuntos elétricos e definidos no âmbito dos Procedimentos de Distribuição PRODIST e no informe periódico de dados por todas as distribuidoras do país. 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. Cumpre destacar que a trajetória do DEC, embora busque conformar premissas e tendências presentes na sinalização regulatória da ANEEL dada nos últimos ciclos tarifários, está completamente dissociada do histórico da distribuidora, indicando desde a partida um esforço substancial em busca da recuperação de passivos históricos da concessão. O degrau a ser vencido anualmente é notadamente elevado e exige um conjunto expressivo de ações da distribuidora, a fim de garantir uma prestação de serviço adequado na área de concessão. Por isso, a projeção do realizado acompanha a projeção dos limites regulatórios, entendido aqui que já será um grande esforço para a distribuidora conseguir atingir esses padrões, mesmo que isso signifique dificuldades em relação às compensações individuais. Relativamente aos montantes de pagamento de compensações por violação dos limites de continuidade individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI), a trajetória resultante tem, da mesma forma que os resultados dos indicadores coletivos, interferência no processo de definição do desembolso que deve ser aportado pela distribuidora para garantir a adequada prestação do serviço. A definição é pautada na necessidade de manter os montantes de compensações em níveis sustentáveis no que diz respeito ao comprometimento da Parcela B da empresa, como já citado, e onde se busca atingir o benchmark do setor. A tabela a seguir apresenta a trajetória de referência com base na manutenção dos limites regulatórios atualmente homologados para a Celtins. 176

177 EVOLUÇÃO DAS COMPENSAÇÕES Distrib. PROJEÇÃO DE COMPENSAÇÕES DIC, FIC, DMIC, DICRI (R$/Mil) Parcela B 2013 (R$/mil) CELTINS Utilizou-se como referencial para o desembolso no período a possibilidade de atingimento do benchmarking setorial estipulado (0,38%, limite superior do 4º Quartil do ranking) apenas no ano de Apesar de todas as dificuldades vislumbradas na concretização dos limites globais, é entendido que a fixação de trajetória tão desafiadora também nas compensações individuais deve ser necessariamente elencada, dada a urgência em se estancar o fluxo de recursos da concessão a título de compensações aos clientes. Por fim, como já citado, a manutenção dos referenciais atuais de limites regulatórios apontam para a necessidade do aporte de um desembolso de grande monta com vistas a sustentar as trajetórias projetadas que acarretam dificuldades para sua execução nos períodos propostos. Considerando tudo que foi exposto anteriormente a Celtins elaborou estudos e fez um planejamento para a qualidade do serviço na busca de atingir os limites estabelecidos. Cabe reforçar que, mesmo com a implantação completa deste plano, existe um risco muito elevado de, ao final do 3CRTP, não atingir as metas estabelecidas, em função do seguinte fator: início da implantação do Plano a partir de meados de 2014, o que reduz em mais de 20% o tempo de resposta dos indicadores às ações que serão implementadas. A avaliação dos valores envolvidos dos investimentos e custos para o atingimento, no mínimo, dos limites de DEC e FEC da ANEEL, bem como, a análise histórica dos valores realizados desses indicadores, pode suscitar questionamentos acerca do alcance da recuperação ora desenhada. Na próxima tabela apresenta-se um levantamento da natureza dos investimentos realizados pela Celtins no período 2008 a 2012, a partir do banco de dados do Plano de Desenvolvimento da Distribuição PDD, que contém informações sobre o planejamento da expansão das redes das concessionárias de distribuição de energia elétrica. INVESTIMENTOS REALIZADOS PELA CELTINS NO PERÍODO 2008 A 2012 NATUREZA MELHORIA ~2012 Investimentos em Obras de Melhoria (R$ mil) , , , , , ,83 Participação no total de investimentos (%) 2,9% 4,2% 2,1% 1,4% 0,9% 2,5% 177

178 Como é do conhecimento setorial, obra de melhoria é aquela relacionada exclusivamente com a melhoria da qualidade e da confiabilidade do sistema de distribuição. A análise do histórico dos investimentos realizados pela Celtins na área de concessão demonstra que houve uma necessidade de priorização de recursos para garantir a expansão do atendimento, em detrimento da qualidade e confiabilidade, haja vista ainda toda a conjuntura enfrentada pela empresa. No período 2008 a 2012 os investimentos em melhoria representaram apenas 2,5% do total investido, o que contribui para o entendimento do atual estágio de evolução da Qualidade do Serviço na área de concessão. A adoção de uma trajetória regulatória para fins do Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões no cenário atual, como a aqui informada nesse Capítulo, seria plausível se não existisse um passivo formado ao longo de anos em que a expansão do sistema (em taxas muito aceleradas) se sobrepôs a melhoria da sua confiabilidade. Mesmo porque é importante lembrar que em função da metodologia comparativa de desempenho entre conjuntos elétricos, comparam-se empresas que vivenciam estágios completamente distintos em sua evolução. A recuperação desse equilíbrio enfrenta obstáculos do ponto de vista material, com a logística das operações em campo, do incremento do DEC/FEC programados, da existência de mão de obra em número e capacitação suficientes para tocar tal plano de obras, do impacto tarifário decorrente, que precisam ser avaliados pelo Regulador, não em termos da importância e necessidade de garantir ao consumidor uma melhor Qualidade da Energia, mas em termos de exequibilidade das ações dentro do recorte temporal do 3CRTP. Para mudar o patamar dos indicadores associados à qualidade do serviço, DEC e FEC, da situação atual para aquele estabelecido para o período do terceiro ciclo de Revisão Tarifária, requer mudanças na estrutura e padrão da rede de distribuição, implantação de novas tecnologias e na filosofia de gestão da operação do sistema. Estas mudanças irão acarretar uma elevação significativa no nível de investimentos e custos operacionais da Empresa. O planejamento realizado, objetivando atender a trajetória de Qualidade do Serviço, estabeleceu um elenco de ações, dentre as quais se destacam: Projetos destinados a reduzir o número de desligamentos não programados: o o o Implementar melhorias e reforços na rede de distribuição; Intensificar o programa de manutenção preventiva e preditiva e ampliar a estrutura de linha viva; Implantar sistema de gestão da manutenção; 178

179 o o o o Implantar padrão de rede protegida em áreas arborizadas, áreas com alta concentração de unidades consumidoras e para novos alimentadores; Disseminar o uso de rede compacta para o sistema de baixa tensão; Implantar mecanização dos serviços roço de faixa de servidão; Realizar inspeção aérea termográfica do sistema de alta tensão. Projetos destinados a reduzir o número de desligamentos programados: o o Aumento da estrutura de equipes de linha viva; Adquirir subestação móvel, gerador móvel, mega jamper e outros equipamentos destinados a evitar desligamentos programados. Projetos destinados a reduzir a abrangência dos desligamentos: o o Construir subestações de SDAT/SDMT e linhas associadas; Construir alimentadores de média tensão; o Instalar religadores automatizados nos sistemas de média tensão (34,5 e 13,8 kv). Projetos destinados a reduzir o tempo médio de atendimento: o o o o o Concluir a automação das subestações; Intensificar a automação dos religadores de distribuição; Implantar mecanização para os serviços de limpeza de faixa de servidão; Construir interligações entre alimentadores com chaveamento remoto; Avaliar a estruturas do atendimento de emergência e sua adequação (caso necessário), e implantação de sistema de gestão da produtividade das equipes e despachantes. Os investimentos em ativos elétricos estimados para a implantação do plano de melhoria da Qualidade do Serviço, no cenário que usa a trajetória dos indicadores homologados, está na ordem de R$ 159 Milhões, dos quais R$ 108 Milhões (68%) no período 2014 a A tabela a seguir apresenta a previsão de investimentos em ativos elétricos, por ano, para o período 2014 a PLANO DE INVESTIMENTOS EM ATIVOS ELÉTRICOS COM TRAJETÓRIA ANEEL Investimentos em Ativos Elétricos Automação 13,87 14,98 5,97 1,02 1,02 0,51 0,51 0,51 0,51 0,51 0,51 0,51 Construção de Alimentadores 5,50 5,80 2,65 2,17 2,17 2,17 2,17 2,17 2,17 2,17 2,17 2,17 Reforma e Melhoria de Alimentadores 2,94 4,48 4,27 2,27 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 Reforma e Melhoria de Rede BT 1,80 2,25 1,95 1,50 1,20 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 Construção de Limhas e Subestações 16,70 19,25 19,25 8,65 0,60 8,65 0,60 8,65 0,60 8,65 0,60 8,65 Total 40,80 25,98 25,47 12,42 2,84 10,74 2,69 10,74 2,69 10,74 2,69 10,74 Valores em R$ Milhões, referência junho de

180 Com relação aos Ativos Não Elétricos a previsão de investimentos é da ordem de R$ 33,0 Milhões, dos quais 86% até A tabela a seguir apresenta a previsão de investimentos em ativos não elétricos, por ano, para o período 2014 a PLANO DE INVESTIMENTOS EM ATIVOS NÃO-ELÉTRICOS DA CELTINS COM TRAJETÓRIA ANEEL Investimentos em Ativos Não Elétricos Cainhão SKY 7,65 Cainhão Munk 1,75 Trator - Mecanização do Roço 1,20 Telecomunicação 5,85 11,10 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 Total 16,45 11,10 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 Com relação aos Custos Operacionais, projeta-se para o período um custo adicional associado ao aumento da estrutura de atendimento emergencial e na manutenção preventiva para dar suporte ao Plano de Melhoria da Qualidade do Serviço estimado em R$ 121 Milhões, conforme apresentado na tabela abaixo. CUSTO ADICIONAL PARA A MELHORIA DA QUALIDADE DO SERVIÇO COM TRAJETÓRIA ANEEL CELTINS Atendimento Emergêncial Manutenção Preventiva Aumento de Custos Operacionais Valores em R$ milhões, referência junho de 2013 Cabe ressaltar que, mesmo com a implantação completa deste plano, existe um risco muito elevado de, ao final do 3CRTP, não atingir as metas estabelecidas, em função dos seguintes fatores: Inicio da implantação do Plano a partir de meados de 2014, reduzindo em mais de 20% o tempo de implantação e de reflexo nos indicadores dos projetos a serem implementados para as metas do 3CRTP; Inviabilidade de atingir as metas estabelecidas para alguns conjuntos, em função da redução estabelecida e de suas extensões, acesso e características do sistema elétrico instalado; Indisponibilidade de mão de obra na região na quantidade e qualidade necessária para suportar a implantação dos projetos, concorrendo com o Plano de Universalização Rural, Plano de Redução de Perdas e o programa de investimentos normal da Empresa; Condições de logística adversas para os projetos a serem implantados na grande maioria dos conjuntos, inviabilizando a realização de obras, em média, por três meses do ano; 180

181 Período de maturação dos investimentos e das ações sobre os indicadores de FEC e DEC, que em media exigem no mínimo dois anos para produzir algum resultado a partir do inicio da realização de obras. Por exemplo, os benefícios para os indicadores DEC e FEC associados à implantação de redes compactas (SDMT) e isoladas na Baixa Tensão, só irão aparecer após o terceiro / quarto ano, pois sua implantação deverá ser lenta e gradual, como realizado em todas as Empresas que adotaram esta prática. Indicadores de conformidade de tensão Por fim, tal qual necessário às compensações relativas aos indicadores de continuidade, em termos de compensações por violação dos limites de conformidade de tensão tem-se a necessidade de estabelecimento de ações que garantirão um equilíbrio e manutenção do patamar atual de compensações pagas ao longo do período de transição. Aqui, baseado no cenário atual que se encontra a Celtins neste tema, tem-se uma trajetória com perfil constante ao longo do período de transição. É entendido que a trajetória constante é potencialmente praticável. Nesse sentido projeta-se a adoção de um valor de R$ /ano no período , resultantes da média de valores praticados pela Celtins nos dois últimos anos. (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 Cemat. 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) 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% Limite de Redução (a.a) 0,00% 0,00% 0,00% Referencial Regulatório PNT/BT 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% Referencial Regulatório PT/Einj 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 181

182 Os valores de perda técnica e perda não técnica homologada constroem a seguinte trajetória de perdas totais sobre energia injetada para o 3CRTP. Perda Total / En. Injetada 13,9% 13,9% 13,9% 13,9% Foi desenvolvido um cenário que busca a partir da trajetória homologada, alcançar aderência aos níveis homologados já no próximo ciclo tarifário, que para a Celtins seria a partir de 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 Celtins estão entre as quinze maiores do Brasil e fortemente afetadas pelas perdas técnicas elevadas em função de sua topologia elétrica e impacto da geração distribuída conectada na rede de distribuição, assim como pela perdas não-técnicas disseminadas no território da concessão. A partir desta diretriz, 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; 182

183 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 regularização; 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: Celtins 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. Foram aplicados os mesmo índices verificados na empresa referência 5. A trajetória de perda foi construída segundo a condição a seguir: Para a Celtins 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 decorrente do processo de combate a perdas não técnicas necessários 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, 183

184 % Perdas Totais Celtins - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões obteve-se a quantidade de inspeção e regularização necessária, aplicando para isso os índices de produtividades da empresa referencia (item 1); 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. 20,00% Trajetória de Perdas Totais (Regulatória versus Real) 15,00% 10,00% 5,00% 0,00% Perda Regulatória 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% Perda Empresa 16,03% 15,31% 14,83% 14,52% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% (*) 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 Celtins. Os valores de custos e investimentos atrelados a esta trajetória de perdas será abordado no item referente a investimento e custeio constante neste mesmo Capitulo 7. 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) 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% Limite de Redução (a.a) 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% Referencial Regulatório PNT/BT 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% Referencial Regulatório PT/Einj 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 184

185 Por fim ressalta-se que além do esforço financeiro, há um esforço operacional enorme, como já enfatizado até mesmo pelo Interventor e caracterizado no inicio deste documento, de exequibilidade da trajetória. Há carência de mão de obra especializada na área de concessão da Celtins, ao mesmo tempo em que está se prevendo várias ações competitivas para a melhoria operativa da empresa, como os investimentos correntes e necessários e, também, a execução do PLPT, como exemplos mais evidentes e claros. (c) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Ativos Conforme apresentado na seção 4.02 (e) a distribuidora possui aproximadamente R$ 29 milhões para incorporação de redes e devolução aos consumidores dos valores antecipados no âmbito do Programa de Universalização, adicionados aos valores devidos no atendimento ao escopo da Resolução 250/07 (revogada pela Resolução 414/10) e valores a vencer para restituição das antecipações para as obras executadas a partir de 12/07/2011, nos termos da Resolução e, as obras com valores acima de 03 (três) vezes o custo unitário do PLPT. Segundo levantamento preliminar, este passivo é composto por aproximadamente (cinco mil e quinhentos) 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. 185

186 Tendo em vista as providências necessárias, que se iniciarão com a contratação de equipe de auditoria especializada para realização das atividades citadas anteriormente, prevê-se a necessidade de 12 meses para a realização das atividades (a) à (g), de montagem de base confiável sobre as restituições devidas e mais 24 meses, a partir da conclusão destas atividades, para a atividade (h) de 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, adota-se 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 da compra de energia pela distribuidora, foram considerados os contratos firmados e projeções de aquisição futura de energia nos leilões regulados (A-1, A-3 e A-5), tendo em vista os limites regulatórios de aquisição e repasse da energia. As Cotas de Garantia Física de Energia e Potência foram mantidas constantes ao longo dos próximos anos, não sendo contemplada alteração em decorrência do vencimento de concessões de geração. Essa hipótese conservadora demonstra-se adequada, uma vez que alterações envolveriam redistribuição de Cotas e de CCEARs entre todas as distribuidoras. A partir da análise da cobertura contratual projetada, observa-se para os anos 2013 a 2018 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 alguns anos, 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 por subcontratação 186

187 calculada e considerada pelo modelo totaliza cerca de R$ 48 milhões, sendo deste total R$ 30 milhões somente para o ano de Relativamente aos contratos de compra de energia com as empresas Socibe Energia S.A., Isamu Ikeda Energia S.A. e Alvorada Energia S.A., constata-se que os preços praticados não observam a disciplina legal e normativa setoriais incidentes, conforme ressaltado na seção 4.02 (g), que traz um prejuízo para a concessão de cerca de R$ 10 milhões/ano. Conforme disposto no art. 6º da Resolução n.º 167/2005, os instrumentos firmados em decorrência da comercialização de geração distribuída devem conter a tarifa estabelecida pela ANEEL. Consequentemente, por se praticar nesse contrato preço maior do que o admitido pelo Regulador, por meio da mencionada Resolução, também se está a violar a Lei n.º /04 e o Decreto n.º 5163/04. Nesse sentido e no âmbito do plano que se propõe, a mediação da Agência se faz necessária, posto que o Regulador é o árbitro competente das controvérsias instauradas no âmbito dos contratos regulados e que os impactos anuais experimentados pela Celtins representam 25% do Ebtida Regulatório elevadíssimo percentual de aporte de investimentos da concessionária o que se tem demonstrado extremamente lesivo ao equilíbrio da concessão, podendo comprometê-la de maneira irreversível. 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 bases de dados (ou ecks de re os ) e a segunda referente metodologia 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 pre os para simula o do modelo computacional Newa e: i. O primeiro Deck, cujo horizonte de estudo é dezembro/2017, resulta da atualização das premissas de entrada do modelo Newave verificadas no Programa Mensal de Operação (PMO) do ONS de setembro/2013, sendo o primeiro mês a considerar a nova metodologia de aversão a riscos, com a utilização do CVaR na função de custo futuro incorporada ao modelo, conforme determinou a Resolução CNPE

188 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/2025. Etapa 2: o segundo tratamento dado à projeção do PLD descrita na Etapa 1 foi buscar refletir o efeito da inflação, ao longo do horizonte de estudo, uma vez que se entende que o PLD será impactado indiretamente pelos ajustes nas parcelas fixas dos contratos por disponibilidade e nos cálculos dos CVUs para as usinas. Portanto, adotou-se como premissa que as fontes não hidráulicas estão sujeitas aos reajustes monetários, e estas, por sua vez, representam em média 29,8 % do suprimento da carga projetada até 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: 188

189 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$/MWh Celtins - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Premissas para projeção de PLD ONS - PMO Setembro/2013 EPE - Leilão A Etapa 1 - Composição Energisa Etapa 2 - Energisa c/ efeito da inflação (e) P&D e PEE No Capítulo 4 apresenta-se para a Celtins o quadro indicativo dos saldos atuais existentes nas Contas Contábeis do P&D e PEE, ainda a serem aplicados, abaixo reproduzido: SALDO EM JUNHO/2013 DO P&D E PEE A diferença entre as colunas Saldo s/selic e Limite, na tabela acima, estabelece o patamar de desembolsos a ser efetivado para a regularização dos programas, corrigindo os valores históricos acumulados. No caso da Celtins tem-se a serem ainda investidos (saldo acumulado) R$ 2.254,44 mil no PEE e R$ 2.119,91 mil no P&D. Entretanto, considerando a experiência da empresa na condução do P&D e do PEE e o montante total do passivo formado ao longo dos anos, não é possível que a regularização dos saldos ocorra dentro dos prazos previstos nos regulamento vigentes (Manual do P&D e Manual do PEE). Outrossim, existe a necessidade que as ações da empresa no presente transcorram dentro de um ritmo de normalidade de tratamento das novas receitas que vão sendo agregadas as Contas Contábeis, ou seja, a solução do passivo deve se dar de forma adicional, sem comprometer ações endereçadas no presente, para a condução atual dos projetos. 189

190 A solução para a distribuidora, em prol do atendimento dos comandos regulatórios vigentes, passa, portanto, pela necessidade de ampliação dos prazos necessários para que sejam identificados e realizados novos projetos, de qualidade reconhecida, para a aplicação dos recursos existentes em estoque e alcance dos objetivos primordiais do P&D e PEE. Para fins da simulação do caso base a distribuidora considerou a aplicação de penalidades em 2014, 2015 e 2016, referente a 1% da ROL, haja vista a impossibilidade de execução em tão curto espaço de tempo de extenso programa nessas rubricas. (f) Reajustes e Revisões Tarifárias Os reajustes e revisões tarifárias resultantes, deste cenário prospectivo (caso base, atual), buscaram incorporar os dispositivos regulatórios vigentes e as premissas analisadas ao longo deste Capítulo 7, especialmente para as trajetórias de qualidade, perdas de distribuição, universalização, mercado e investimentos. 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 As tarifas médias de partida 10, definidas por classe para os consumidores cativos, são o resultado da ponderação das homologadas (atual Anexo I da Resolução Homologatória nº 1.564/2013) 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. 10 Utilizou-se para apurar as tarifas médias de partida o arquivo de abertura tarifária (PCAT) resultante do processo último de reajuste e revisão. 190

191 Descrição # Valor Descrição # Valor Tarifa de Fornecimento Tarifa Uso Distribuição Residencial R$/MWh 350,68 A2 Demanda Ponta R$/kW 20,57 Industrial R$/MWh 275,13 A2 Demanda Fora de Ponta R$/kW 4,89 Comercial R$/MWh 368,91 A2 Energia R$/MWh 6,79 Rural R$/MWh 233,35 A3 Demanda Ponta R$/kW - Outros R$/MWh 305,67 A3 Demanda Fora de Ponta R$/kW - A3 Energia R$/MWh - Tarifa Suprimento R$/MWh - A3a Demanda Ponta R$/kW 45,77 A3a Demanda Fora de Ponta R$/kW 15,46 Tarifa Livre R$/MWh 101,47 A3a Energia R$/MWh 12,53 A4 Demanda Ponta R$/kW - Tarifa Uso Geração A4 Demanda Fora de Ponta R$/kW - A2 R$/kW 2,34 A4 Energia R$/MWh - A3 R$/kW 8,64 A3a R$/kW 5,55 A4 R$/kW 8,64 Como as tarifas médias calculadas acima consideram os descontos tarifários, é necessário compor a receita com a subvenção recebida via CDE para cobrir os descontos, conforme mostrado na tabela abaixo. Descrição # Valor Repasse CDE CDE - SUBSIDIO CARGA FONTE INCENTIVADA R$ 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 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. 191

192 Descrição # Valor Outras Receitas Operacionais Serviços Cobráveis R$ Mil Encargos de Conexão R$ Mil 82 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 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. 192

193 A seguir apresenta-se quadro de projeção dos reajustes e revisões tarifárias 11. Descrição Data jul/13 jul/14 jul/15 jul/16 jul/17 jul/18 jul/19 jul/20 jul/21 jul/22 jul/23 jul/24 jul/25 Tipo de Evento Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Ciclo Tarifário 3º ciclo 3º ciclo 3º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 5º ciclo 5º ciclo 5º ciclo 5º ciclo 6º ciclo 6º ciclo Impacto no IRT (1) Encargos Setoriais 3,86% 0,78% -0,11% -0,03% 0,07% -0,86% 0,07% 0,04% 0,05% 0,07% 0,08% 0,05% 0,08% (2) Transporte de Energia 1,15% 0,09% 0,10% 0,08% 0,08% 0,08% 0,08% 0,08% 0,08% 0,08% 0,08% 0,08% 0,08% (3) Compra de Energia 7,40% -3,05% 3,53% 0,47% 1,44% 1,78% 1,63% 1,09% 0,98% 2,14% 2,09% 1,84% 1,63% (4) Parcela A = (1) + (2) + (3) 12,41% -2,17% 3,52% 0,53% 1,59% 1,00% 1,79% 1,21% 1,11% 2,29% 2,25% 1,97% 1,79% (5) Parcela B 2,77% 2,08% 2,23% 6,51% 1,75% 1,76% 1,77% -0,25% 1,83% 1,84% 1,91% -0,29% 1,93% (6) IRT Econômico = (4) + (5) 15,18% -0,09% 5,75% 7,04% 3,35% 2,76% 3,56% 0,95% 2,93% 4,13% 4,17% 1,68% 3,71% (7) IRT Financeiro 2,46% -3,08% 1,26% -0,30% 1,01% 0,74% 1,22% 1,90% 1,87% 1,60% 1,71% 1,62% 1,54% (8) IRT Total = (6) + (7) 17,64% -3,16% 7,00% 6,74% 4,36% 3,50% 4,77% 2,85% 4,80% 5,73% 5,88% 3,31% 5,26% (9) Reversão dos Financeiros do Ano Anterior -6,55% -2,23% 2,80% -1,17% 0,28% -0,97% -0,71% -1,17% -1,82% -1,79% -1,54% -1,65% -1,56% (10) Efeito Médio ao Consumidor = (8) + (9) 11,09% -5,39% 9,80% 5,57% 4,64% 2,53% 4,06% 1,69% 2,98% 3,94% 4,34% 1,65% 3,69% Fator X 0,79% 0,79% 0,79% 1,82% 1,49% 1,49% 1,49% 1,15% 0,82% 0,82% 0,66% 1,04% 0,55% Componente Pd 1,26% 1,26% 1,26% 1,82% 1,82% 1,82% 1,82% 1,15% 1,15% 1,15% 1,15% 1,04% 1,04% Componente T 0,02% 0,02% 0,02% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% Componente Q -0,49% -0,49% -0,49% 0,00% -0,33% -0,33% -0,33% 0,00% -0,33% -0,33% -0,49% 0,00% -0,49% 11 Para 2013 é apresentado o evento tarifário já homologado. 193

194 O evento tarifário de 2014 apresenta um reposicionamento econômico negativo de 0,09%, porém com uma percepção de redução de 5,39% para o consumidor em decorrência dos efeitos financeiros do ano corrente e da reversão dos financeiros do ano anterior. Este ano apresenta duas variações consideráveis em itens da Parcela A: A Compra de Energia apresenta uma variação de -6,80%, responsável por uma redução de 3,05% no reposicionamento econômico. Esta mesma premissa de Compra de Energia é responsável pela composição de um item financeiro negativo, com impacto de -3,08%. Em contrapartida, os Custos de Encargos Setoriais sofreram uma variação de +10,30%, que corresponde a um impacto de 0,78% no IRT. Embora a variação dos encargos seja elevada, o efeito é pequeno devido à pequena participação na receita (7,60%).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 5,25%, com impacto de 0,09% no IRT. Esta variação incorpora a aplicação das tarifas de Rede Básica publicadas na Resolução Homologatória nº 1.555/2013. A Parcela B variou 4,55%, com impacto de 2,08% no IRT, com destaque para a componente Q do Fator X, de -0,49% (se confirmadas as projeções da distribuidora para os indicadores de continuidade em 2013). O evento tarifário de 2015 apresenta um reposicionamento econômico positivo de 5,75%, com efeito médio para o consumidor de 9,80%. 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 5,46% e a variação da Compra de Energia é um reflexo da maior representatividade dos CCEARs de Energia Nova, cujo preço é maior que os demais tipos de contrato. A Parcela B varia 4,67%, com uma Componente Q projetada de -0,49%, e tem um impacto de 2,23%. No ano de 2016 ocorre a 4ª Revisão Tarifária Periódica da Celtins. O reposicionamento econômico, positivo de 7,04%, é impulsonado pela variação de 13,91% da Parcela B (calculada 194

195 a partir das regras homologadas para o 3CRTP e detalhadas em anexo). O cálculo do Fator X para o 4º Ciclo resulta numa Componente Pd de 1,82%. Este expressivo aumento na Parcela B é explicado pelo volume de investimentos que, puxado pelos programas de universalização, mais que 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 28% da Parcela B, passou a responder por 43% 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 6º 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 % 93,6% 24,5% 16,5% Base de Remuneração Líquida Total % 229,5% 14,7% 1,3% (*) valores a moeda do 3CRTP Nos anos de 2017 a 2019, os reajustes tarifários possuem impactos semelhantes, girando próximos aos índices inflacionários projetados. A exceção é o evento tarifário de 2018, quando os Encargos Setoriais reduzem 11,93% com o término do recolhimento do saldo que trata o Decreto nº 7.891, gerando um impacto negativo de 0,86%. Na Revisão Tarifária do 5º Ciclo Revisional, que para a Celtins ocorre no ano de 2020, há um reposicionamento positivo de 0,95% com percepção para o consumidor de 1,69% positivo. Enquanto Compra de Energia e Transporte permanecem sua trajetória crescente de custos, a Parcela B reduz 0,50% e reflete essa redução nos Encargos Setoriais impactados por ela. O cálculo do Fator X para o 5º Ciclo resulta numa Componente Pd de 1,15%. A redução de Parcela B neste evento tarifário é fruto da desaceleração do ritmo de investimentos que, sem a necessidade de atender a programas de universalização, permanecem em patamares normais de expansão da rede e não geram grande acréscimo da Base de Remuneração. O Custo Anual dos Ativos passa a ser responsável por 46% da Parcela B, ante 43% no ciclo anterior. Nos anos de 2021 a 2023, os reajustes tarifários possuem impactos semelhantes, girando próximos aos índices inflacionários projetados. 195

196 Na Revisão Tarifária do 6º Ciclo Revisional, que para a Celtins ocorre no ano de 2024, há um reposicionamento positivo de 1,68% com percepção para o consumidor de 1,65% positivo. Enquanto Compra de Energia e Transporte permanecem sua trajetória crescente de custos, a Parcela B reduz 0,57% e reflete essa redução nos Encargos Setoriais impactados por ela. O cálculo do Fator X para o 6º Ciclo resulta numa Componente Pd de 1,04%. A redução de Parcela B neste evento tarifário é fruto da desaceleração do ritmo de investimentos que, sem a necessidade de atender a programas de universalização, permanecem em patamares normais de expansão da rede e não geram grande acréscimo da Base de Remuneração. O Custo Anual dos Ativos passa a ser responsável por 45% da Parcela B. (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 aceite 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 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). 196

197 Seção 7.04 Jurídico (a) Contingências Cíveis, Trabalhistas e Fiscais Para a posição atual (30 de junho de 2013), foram consideradas as premissas apresentadas no capítulo (Diagnóstico Atual da Concessão jurídico) acima, conforme quadro abaixo reproduzido (em R$ milhões): Provisão Atual - Trabalhista Provisão Adicional Total Trabalhista R$ 16,6 R$ 3,6 R$ 20,2 Provisão Atual - Cível Provisão Adicional Total Cível* R$ 7,2 R$ 29,0 R$ 36,2 Provisão Atual - Fiscal Provisão Adicional Total Fiscal R$ 40,8 R$ 40,8 Total Geral R$ 97,2 * Excluídas contingências regulatórias No âmbito da troca indireta do controle acionário da Celtins para a Energisa, considera-se que estas provisões serão ajustadas ainda sob a gestão dos Interventores. Considera-se 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 13. Para o pagamento das contingências fiscais, será adotada a premissa de pagamento em até 10 anos. Adicionalmente, a partir de 2014 e até 2025, estima-se novas provisões, com o ingresso de ações judiciais, representando novas 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. 13 Entre a constituição da provisão e o seu pagamento, há ajustes de saldo e de correção monetária, visando a preservação de seu valor. 197

198 Ao longo dos anos, estabeleceu-se a premissa de que o número de novos processos e o valor médio de provisão sofrerão redução, como resultado da implantação de novas políticas de Recursos Humanos e melhor adequação da empresa à legislação trabalhista e previdenciária 14. Provisões adicionais (em R$ milhões): 2014: R$ 17,3 2015: R$ 14,6 2016: R$ 12,4 2017: R$ 12,2 2018: R$ 11,9 2019: R$ 11,0 2020: R$ 10,7 2021: R$ 9,7 2022: R$ 9,4 2023: R$ 9,2 2024: R$ 9,0 2025: R$ 9,0 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 de 2013 a 2025 foi realizada com base na estrutura de custos atual da distribuidora e na previsão dos recursos adicionais necessários ao aumento da estrutura de manutenção emergencial e preventiva, de combate à fraudes e desvios de energia e implantação de estrutura para gestão da medição para o cenário aonde as metas e a sua trajetórias são aquelas homologadas para o 3CRTP. 14 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. 198

199 Tais medidas que impactam o custeio objetivam prover as condições necessárias para buscar o atingimento das trajetórias regulatórias da Qualidade do Serviço e das Perdas de Distribuição de Energia Elétrica, dentro do horizonte temporal do 3CRTP conforme projeções da concessionária a partir do referencial vigente. Este cenário impõe uma necessidade de gastos adicionais, para fazer frente aos grandes desafios representados pelo estabelecimento de níveis de serviço elevados neste horizonte de tempo. As ações previstas neste cenário deverão estar direcionadas para a melhoria dos seguintes processos: Atendimento Emergencial o o Centralizar e modernizar o COD / COS; Melhorar e ampliar o sistema de Telecomunicação, principalmente relacionado à transmissão de dados para suportar o sistema de automação; o Aumentar o número de equipes de atendimento emergencial, direcionadas para atuar nos conjuntos com maior GAP em relação ao DEC. Manutenção Preventiva o Aumentar o número de equipes de equipes de manutenção preventiva o Linha Viva e Linha Mota; Implantar equipe para o roço de faixa de servidão, com utilização de trator; Combate a Fraudes e Desvios de Energia o o o o 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 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 199

200 livres e telemedição para faturamento e telesupervisão nas unidades consumidoras do Grupo A. com maior eficácia; o o Ampliar a produtividade das equipes de inspeção perdas internalizando estas equipes e treinando-as para as técnicas mais eficazes. Gestão de Operação da Medição, com o objetivo de fazer a gestão dos processos de medições de fronteira, medição de consumidores livres e telemedição para faturamento e telesupervisão nas unidades consumidoras do Grupo A.; A projeção dos custos operacionais para a Celtins apresenta a partir de 2014 uma elevação em relação ao patamar de custos realizados nos últimos anos na ordem de 17%, Em função, principalmente, de: Aumento da estrutura destinada ao atendimento emergencial; Aumento do número de equipes de manutenção com linha viva e linha morta; Realização de inspeção aérea em LDATs longas; Melhoria e ampliação do sistema de telecomunicação; Implantação de Engenharia de Medição; Reforço na estrutura de combate a perdas não-tecnicas Como pode ser verificado, o conjunto de ações elencado para suportar uma prestação adequada do serviço público de distribuição, tomando por referencial os indicadores de Qualidade do Serviço e Perdas de Distribuição de Energia Elétrica do 3CRTP e as necessidades de adequação percebidas para a Concessão, implicará em uma elevação real dos custos da Celtins, da ordem de 37% no período 2013 a 2017, em relação ao realizado no período do 2008 a O gráfico apresentado a seguir, mostra a evolução dos Custos Operacionais referente ao cenário Prospectivo para o período em estudo nesse Plano (2013 a

201 Valores em R$ Milhões, a preços de junho de O presente Plano é minucioso na caracterização da realidade encontrada na Concessão. O Custeio Operacional a ser desenhado para os próximos anos precisa considerar um rol de ações que permita a evolução equilibrada das condições técnico-operacionais da distribuidora, com descarte da suposição que um desembolso expressivo de recursos na partida teria o condão de viabilizar a retomada imediata das condições ótimas de desenvolvimento das atividades. 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. (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, na visão do Interventor e sua equipe técnica 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 do 201

202 Tocantins. 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 o o o Automação de subestações; Automação de redes de distribuição; Construção de linhas e subestações; Construção de alimentadores; Interligação entre alimentadores existentes; Implantação do padrão de rede compacta nos casos de novos alimentadores urbanos, áreas arborizadas e com grande densidade de carga; 202

203 o Implantação do padrão de rede protegida para o sistema de baixa tensão. 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 veículos para implantação de novas equipes de linha viva equipados com equipamentos de tecnologia moderna; 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 Construção de um novo edifício sede para a Empresa. Mesmo desconsiderando os efeitos do Plano de Universalização Rural, os investimentos adicionais para suportar a trajetória dos indicadores de qualidade DEC/FEC, para a expansão, melhoria e reforços no sistema irão provocar uma mudança no patamar de investimentos da Empresa na ordem de 16%. O gráfico abaixo mostra a evolução do CAPEX para o período 2013 a

204 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 a realização de projetos inadiáveis associados a ampliação da capacidade instalada e melhorias necessárias nos indicadores associados a qualidade do serviço e do produto; Os investimentos no PLPT se fazem presentes apenas nos anos 2014 a 2017 conforme a premissa utilizada na Seção (c) deste Capítulo; Os investimentos a partir de 2017 são indicativos, e; Os investimentos em expansão, melhoria e renovação estão, nesse cenário, substancialmente mais elevados em função das necessidades do sistema elétrico e plano de melhoria da qualidade do serviço; O gráfico a seguir mostra a evolução dos investimentos por tipo para o período 2013 a 2017, onde se percebe a grande participação do PLPT, principalmente em

205 Observa-se uma concentração de investimentos expressivos no período 2013 a 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, melhorando os níveis de qualidade de seu sistema elétrico e buscando a redução de perdas totais. Para um melhor entendimento do plano de investimento, nesse cenário prospectivo vinculado ao cumprimento integral das obrigações regulatórias ora vigentes, apresenta-se a seguir a desagregação do investimento em parcelas, para que se possa avaliar o peso de cada demanda no período : 205

206 A tabela seguir apresenta-se um resumo das projeções de investimentos no período 2013 a 2025, destacando aqueles previstos para o período 2013 a CELTINS 2013 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. Apresenta-se nas tabelas a seguir a relação dos principais investimentos a serem realizados no período 2013 e 2015, com a segregação dos investimentos adicionais alocados para melhoria da qualidade do serviço. Principais Investimentos Previstos Subestações - Expansão (Arraias, Ananas, Araguatins, Gurupi II, Almas, Isamu, Palmas V, Araguaína IV, Nova Rosalândia, Aparecida do Rio Negro, Palmas IV, Palmas II) Linhas de Distribuição de Alta Tensão (Anel de Palmas, Guaraí - Pedro Afonso, Linhas associadas a novas Subestações 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. Projetos Adicionais para Melhoria da Qualidade Construção de Alimentadores Construção e Reforço de Linhas e Subestações Automação de Subestações e Alimentadores Reforço e Melhoria de Alimentadores Reforma e Melhorias de Rede de Baixa Tensão Infraestrutura (Veículos, TI, Telecom) 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: 206

207 Principais Investimentos em Ativos Não Elétricos Caminhões SKY - Linha Viva 5,65 7 Caminhões equipados com Munk 1,75 8 Tratores para roço de faixa de servidão 1,20 Renovação e Ampliação da Frota de Veículos 1,59 1,66 Substituição de Veículos Alugados 3,94 Sistema de Telecomunicação 5,85 11,47 Sistema de TI 4,04 8,97 Construção do Edifício Sede - 10,00 Total - 24,01 32,10 Valores em R$ Milhões, a preços de junho de 2013, antes do credito de impostos e capitalização de despesas. Obs.: abertura dos valores de 2013 não disponível. Com relação ao Programa Luz para Todos, existe a previsão de ligação de unidades consumidoras até 2017, com investimentos previstos de R$ 221 Milhões conforme tratado a seguir. (c) Programa Luz para Todos Verificou-se no Capitulo 4, seção 4.04, item (g) a evolução do PLPT na Celtins e os desafios futuros. O PLPT a ser executado pela Celtins contempla a ligação de 17,4 mil unidades consumidoras a um investimento estimado em R$221,2 milhões. O orçamento programado considera a ligação dos consumidores no ano estabelecido pela regulamentação vigente e a partir de 2015 sem os recursos da CDE. A tabela apresentada a seguir mostra as informações relacionadas ao programa. Do investimento total de R$ 221,2 milhões, R$ 118 milhões referem-se aos investimentos da concessionária, como demonstrado nos quadros seguintes. 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. 207

208 Número de consumidores a serem Universalizados Recursos Próprios Luz para Todos Ano Sistemas de Sistemas de TOTAL Convencional Convencional Geração Geração TOTAL Investimentos Previstos (R$ Mil preços constantes de 2013) Ano CDE RGR CCC Recursos Próprios TOTAL TOTAL No plano de universalização rural recentemente encaminhado pela Celtins foi proposto o ano de 2016 como limite para a universalização rural, com previsão de ligação de 17,4 mil novas unidades consumidoras no período de 2013 a Do total das 17,4 mil novas ligações previstas no Plano, 10,6 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 integral responsabilidade da Celtins, como contemplado no plano encaminhado à ANEEL e mostrado no quadro acima. Adicionalmente, destaca-se, também, que todo este esforço operacional e financeiro, bem como os impactos serão abordados em 9.03 (d) deste documento. 208

209 Seção 7.06 Comercial (a) Inadimplência Com a finalidade de subsidiar o Plano de Recuperação da Celtins, 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. 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 pretende-se alcançar (ações táticas): Implantar campanhas de cobrança de faturas por parte dos colaboradores: será promovido a intensificação do uso dos colaboradores que tenham relacionamento com os clientes de modo a realizarem a cobranças de débitos. A ação consiste em que os envolvidos tenham pequenas carteiras de cobrança onde possam monitorar e acompanhar o progresso dos clientes quanto ao pagamento de seus débitos. A ação propiciará a satisfação e comodidade aos clientes, pois oferecerem-se diversas 209

210 soluções: débito automático, parcelamentos, fatura por e mudança de vencimento da conta. Centralizar a geração da lista de corte e estabelecer meta mensal de corte: a centralização garante a gestão padronizada dos cortes, maior controle dos débitos vencidos e controle da efetividade e eficiência das equipes de corte. Gerar a lista de corte relacionada a maiores valores: atuar prioritariamente com foco nas principais dívidas, mantendo uma relação 80% das dívidas vis a vis a 20% dos clientes. Efetuar cortes de unidades das prefeituras: retomar o corte nas unidades inadimplentes dos prédios municipais, estaduais e federais. Criação de indicadores para acompanhamento dos recebíveis: os indicadores permitem a visão ampla dos resultados das ações e direcionam as melhorias das novas ações tais como: o Métrica do Pendente: Contas a receber - (contas a vencer + vencidos até 20 dias) + Provisão para devedores duvidosos + judicial+ parcelamentos, dividido pelo faturamento médio dos últimos 12 meses. o Métrica da Inadimplência 12 meses últimos meses: Faturamento dos 12 últimos meses, menos a arrecadação dos 12 últimos meses, dividido pelo faturamento dos 12 últimos meses. o Métrica da Inadimplência dos 03 últimos meses: Contas a receber vencidas de 01 a 90 dias, dividido pelo somatório dos faturamentos dos últimos 03 meses. Sensibilizar os tribunais de justiça e outras autoridades: disseminar no âmbito judicial os impactos gerados no preço da energia com o aumento da inadimplência dos clientes. Implementar a cobrança judicial dos grandes clientes: acrescentar na matriz de cobrança a ação judicial de débitos para o grupo A com maiores valores. 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. Deve-se 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. 210

211 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 presente aso ase considerou para pro e o do montante deste inadimplemento o N el Real de Receitas rrecuperá eis constante no erceiro Ciclo de Revisão Tarifária da Celtins, conforme tabela abaixo. INADIMPLÊNCIA 3ª RT Residencial 0,4% Industrial 0,3% Comercial 0,5% Rural 0,2% Outros 0,4% Aplicando-se estes índices à projeção, em media 0,4% do faturamento anual da Celtins ficará retido no saldo de Contas a Receber e irá compor a base de cálculo da Provisão para Devedores Duvidosos, como será visto no tópico seguinte (Índice de Provisionamento do Contas a Receber). (b) Índice de Provisionamento de contas a Receber (PDD) A Provisão para Devedores Duvidosos (PDD) é figura contábil que representa o montante de faturas em aberto no contas a receber da distribuidora cu o recebimento incerto. O Manual de ontabilidade do Setor l trico pre ê a constitui o da pro is o com base em parâmetros qualitativos (análise individual do consumidor, experiência da administração, garantias e etc.) e quantitativos baseados no vencimento das faturas, porém de difícil aplicação em se tratando de projeções financeiras de longo prazo, dado o grande número de variáveis envolvidas. 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 Celtins no presente trabalho foi aplicado o conceito de Índice de ro isionamento similar ao utilizado no RP112 do Relatório de Informações Trimestrais (RIT). Apurando-se o Índice de Provisionamento com base no saldo realizado em jun/2013, encontrase o valor 5,7%. Contudo análise efetuada durante processo de diligência na Celtins indica para 211

212 a necessidade de ajuste de R$8,8 milhões na provisão, elevando o índice para 13,4%, o que foi admitido como premissa na projeção. ÍNDICE DE PROVISIONAMENTO DA PDD R$ milhões SALDO DO CONTAS A RECEBER EM JUN/13 114,3 SALDO DA PDD (6,5) ÍNDICE DE PROVISIONAMENTO ORIGINAL 5,7% PROVISÃO ADICIONAL SUGERIDA (8,8) ÍNDICE DE PROVISIONAMENTO AJUSTADO 13,4% (c) Call Center e Atendimento Presencial Com base no cenário verificado relativamente aos canais de atendimento prestados aos consumidores, e aqui destacados (call center e as agências de atendimento presencial), conclui-se que a questão relativa ao dimensionamento dos recursos humanos do call center, em face das novas condicionantes estabelecidas pelo regulador e das premissas adotadas pela Celtins, 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 center a solução proposta objetiva a eficiência de custos, o atendimento às disposições regulatórias e a oferta de um atendimento de qualidade aos clientes da área de concessão. Ao longo dos últimos anos foram desenvolvidos métodos eficientes e eficazes na gestão dos canais de relacionamento. A experiência mostra que para uma prestação de serviços adequada é necessário investir nas seguintes dimensões: capital humano, tecnologia e informação. Para equalizar os problemas apontados e atender aos objetivos colocados, propõe-se implantar de forma ágil e sustentada as seguintes soluções: 212

213 Implantação da área de planejamento no Call Center - o objetivo é conferir um direcionamento único para as ações do Call Center através da centralização dos relatórios de acompanhamento dos indicadores regulatórios, dimensionamento das curvas de atendimento das centrais, elaboração e acompanhamento das escalas e dimensionamento do quadro de força de trabalho; Padronização do atendimento - o objetivo é garantir o cumprimento do padrão de atendimento, bem como, reduzir o número de serviços gerados de forma improcedente pelos atendentes. Propõe-se a realização de um processo criterioso de revisão de todos os scripts de atendimento, com o objetivo de tornar mais claras as instruções/orientações a assim garantir o cumprimento do padrão, com otimização dos tempos despendidos e um maior nível de assertividade. Em linha com estas ações deve-se reestruturar o módulo de ajuda (Help) do Sistema de Atendimento. Este módulo possui informações que contemplam desde explicações detalhadas do modo de operação das áreas técnicas de interface com o atendimento como, por exemplo, o Centro de Operação da Distribuição (COD), ao detalhamento descritivo de todo o processo de faturamento, elucidando de modo rápido e didático questões alusivas a temas técnicos, regulatórios, legais e contábeis; Ampliar as facilidades do atendimento por canais digitais medida dedicada a alcançar dois objetivos: i) melhorar a satisfação dos clientes com relação à sua percepção sobre o acesso aos canais de atendimento; b) diminuir os custos do atendimento, direcionando os clientes para os canais que apresentam os menores custos operacionais; Intensificar a comunicação proativa com o cliente esta iniciativa propiciará aos clientes maior acesso ao call center, visto que mesmo em momento de congestionamento dos troncos 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; 213

214 Implantar Revisão do Workflow de atendimento projeto que tem o objetivo de melhorar a qualidade dos serviços de campo, através da análise e revisão de processos, com consequente redução dos tempos de atendimento e dos custos operacionais. Para a solução dos pontos abordados que visam um perfeito alinhamento com as principais premissas colocadas para o tema (quais sejam: visão do cliente, limites regulatórios e eficiências dos custos operacionais), entende-se que pode ser prestado o serviço através de uma empresa de serviços própria, especializada, o Rede Serviços. O Rede Serviços é uma empresa voltada para o negócio call center com instalações adequadas à prestação do serviço de atendimento telefônico. O Rede Serviços possui estrutura composta por 210 PAs, com excelentes instalações de apoio (sala de descompressão, vestiários com armários individualizados, ampla sala de lanches), alinhado com o que se observa nas empresas benchmark referente ao tema e com a regulamentação vigente relativa à infraestrutura desse tipo de negócio. A estrutura conta ainda com Data Center e Grupo Gerador dedicado às instalações do site do call center e o cumprimento na íntegra da Norma Regulamentadora para Teleatendimento - NR-17. A infraestrutura encontra-se instalada na sede da Enersul, distribuidora integrante do Grupo REDE, e disponíveis para utilização imediata. As fotografias a seguir referentes à Rede Serviços permitem uma avaliação da infraestrutura destacada. FOTOS DA INFRAESTRUTURA DISPONÍVEL NA REDE SERVIÇOS 214

215 Conforme destacado nos itens anteriores onde são detalhadas todas as dimensões indispensáveis para operação de um call center, destaca-se como pontos de atenção a estrutura das instalações e a expertise. A união da estrutura física disponível do Rede Serviços e a expertise do Grupo Energisa cria condições favoráveis para a prestação do serviço diferenciado em comparação com o mercado, sob todas as perspectivas: regulador, cliente e acionistas. No tópico sobre Serviços com Partes Relacionadas deste Plano de Recuperação será abordado novamente este assunto. 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 Celtins. 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 Celtins para que essas 215

216 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 Celtins, será adotada estratégia com foco na melhoria dos indicadores comerciais e na redução do pagamento das compensações financeiras, como as desembolsadas mensalmente aos consumidores, motivadas pelo descumprimento dos prazos dos serviços acompanhados através do Anexo III. Essa estratégia será suportada por um conjunto de ações voltadas para a melhoria da gestão comercial, observando as diferenças culturais, territoriais e especificidades regionais, bem como os ajustes necessários as práticas consagradas no setor elétrico. A seguir apresentam-se as principais ações de melhoria dos serviços, já mapeadas e definidas para implantação nos próximos anos, destacando sua evolução e projeção das metas a serem atingidas: Ações táticas Implementar o mecanismo para identificar as ordens de serviços ou notas de serviços geradas improcedentes pelos atendentes. A identificação das ordens improcedentes tem por objetivo a minoração dos riscos regulatórios associados aos indicadores DER e FER e redução dos custos operacionais com rechamadas e deslocamentos Improcedentes; 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; 216

217 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; 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 Celtins representam um passivo no valor de R$55,0 milhões (base 30 de junho de 2013), que significa 44,4% do total de obrigações em atraso. 217

218 Para as projeções econômicas e financeiras neste cenário prospectivo, a partir da situação atual, foi considerado o parcelamento desta dívida, com base na legislação vigente. O dispositivo legal que versa sobre a possibilidade de parcelamento de débitos relativos às quotas mensais da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) é a Resolução Normativa Nº 427/2011, conforme a seguir: Art. 46. O parcelamento de débitos relativos às quotas mensais da CCC, mediante requerimento escrito e fundamentado do agente setorial interessado, deverá ser concedido em até 12 parcelas iguais e sucessivas de, no mínimo R$ ,00 (cinquenta mil reais) cada, vencíveis todas na mesma data do recolhimento normal aplicável ao respectivo agente solicitante do parcelamento. 1º Os débitos objeto de pedido de parcelamento será consolidado pela Eletrobrás, incluindo multa e juros, e será remunerado mensalmente pela variação da taxa do Sistema Especial de Liquidação e de Custódia SELIC. Assim, tendo como base a possibilidade de parcelamento da CCC, prevista na Resolução Normativa Nº 427/2011, por simetria, foi considerado um período de 12 meses para o pagamento dos demais encargos setoriais em atraso (Conta de Desenvolvimento Energético CDE, Quota para Reserva Global de Reversão RGR e PROINFA), cujo saldo em 30 de junho de 2013 está apresentado no quadro a seguir. A remuneração deste débito ocorre pela variação mensal da taxa SELIC. PASSIVOS EM ATRASO - SALDO EM 30/06/2013 DESCRIÇÃO R$ Milhões ENCARGOS SETORIAIS 55,0 CCC 21,7 CDE 4,9 Quota para RGR 13,4 Quotas do PROINFA 15,0 SUPRIMENTO DE ENERGIA - Quotas de ITAIPU - OBRIGAÇÕES FISCAIS 19,4 Federais 19,4 Estaduais - Municipais - DÍVIDAS COM ELETROBRAS 45,8 EMPRÉSTIMOS DE PARTES RELACIONADAS 3,7 Distribuidoras 3,7 Não Distribuidoras - TOTAL DE PASSIVOS EM ATRASO 123,8 218

219 Quanto às obrigações fiscais federais em atraso que montam R$19,4 milhões, será protocolada solicitação de parcelamento ordinário ou excepcional, requerendo prazo de 60 meses para quitar, através de parcelas iguais e sucessivas, corrigidas pela variação da SELIC. Para o passivo em aberto junto à Eletrobrás referente ao financiamento contratado pela Celtins com recursos da RGR, que em 30 de junho de 2013 alcançou um débito de R$45,8 milhões, foi considerado o parcelamento em 12 prestações iguais e sucessivas, remunerado mensalmente pela variação da taxa SELIC. O débito de empréstimos com partes relacionadas no montante de R$3,7 milhões contra a EDEVP será pago em até 60 dias. Ao final do segundo trimestre de 2013 a companhia não possuía débito com suprimento de energia fornecido por Itaipu. (b) Endividamento Financeiro O saldo devedor dos empréstimos e financiamentos da Celtins em 30 de Junho de 2013 é de R$338,3 milhões, dos quais 57% (R$193 milhões) vencem até dezembro de O custo médio e o prazo médio do endividamento na mesma data ficaram em 131,0% do CDI e 1,6 anos, respectivamente. Tendo em vista a excelente reputação que a Energisa construiu frente aos principais agentes financiadores do mercado local e externo, a companhia obteve uma oferta de crédito muito maior do que o montante previsto no plano de recuperação judicial para implementar a aquisição do Grupo Rede. Desta forma, a Energisa pretende utilizar a oferta de crédito adicional para reestruturar o endividamento financeiro das distribuidoras do Grupo Rede. A ideia seria substituir dívidas mais onerosas (em termos de prazo, custo e garantia) por novas dívidas. Como alguns dos bancos que estão discutindo a operação de refinanciamento das distribuidoras são atualmente credores da Celtins, para estes bancos seus créditos atuais seriam repactuados para os termos do novo financiamento. Do endividamento total da Celtins, identificam-se R$ 209 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: 219

220 Montante Prazo Carência de Principal Amortização Juros Garantia R$ 209 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 115,0% do CDI e 3,2 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 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 Celtins nos dois primeiros trimestres de 2013, e que foram aplicadas na elaboração das projeções. Alíquota de ICMS 1T13 2T13 1S13 Residencial 23,2% 23,3% 23,2% Industrial 9,3% 9,4% 9,3% Comercial 25,4% 25,3% 25,4% Rural 13,3% 13,2% 13,2% Outros 14,0% 14,3% 14,1% Total 20,3% 20,4% 20,3% 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 220

221 projeções espera-se a constituição de créditos de ICMS da ordem de R$ 305 milhões até 2025, dos quais R$ 257 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 Celtins 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. Imposto de Renda / Contribuição Social: A Celtins é optante do Regime de Lucro Real para apuração e pagamento do Imposto de Renda da Pessoa Jurídica (IRPJ) bem como da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSSL). Tais impostos são calculados pela aplicação de alíquota de 9% (CSSL) e de 25% (IRPJ) sobre o lucro antes dos impostos ajustado por receitas e despesas não tributáveis, denominado Lucro Real. Também é facultada aos optantes deste regime de tributação a possibilidade de constituição de ativos de impostos a recuperar quando a companhia apresenta prejuízos, a serem utilizados à razão de 30% do valor do imposto a pagar, desde que sejam utilizados no prazo de 10 anos. No Cenário Prospectivo, estima-se que a Celtins apresentará prejuízos fiscais até 2017 gerando R$ 106 milhões de créditos que seriam compensados até 2025, restando ao final deste período R$ 17 milhões a compensar. 221

222 (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). 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: 222

223 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 poder o ser negati amente pressionados por índices de alavancagem maiores do que os previstos, e que poderão alterar positivamente a perspectiva se o índice de Dívida / EBITDA se apresentar abaixo de 4,0x. Fitch: Em 10 de Dezembro de 2012, a Fitch divulgou na nota que eleva o rating global da Energisa com destaque para o seguinte trecho: A Fitch espera que a Energisa mantenha sua alavancagem líquida entre 3,0 e 3,5 vezes durante seu agressivo plano de investimentos programado para os próximos dois anos. Os ratings poderão ser negativamente pressionados por índices de alavancagem maiores do que os previstos. Neste sentido, consideramos que, ao invés do limite de Dívida Líquida / EBITDA de 5,0 vezes a todo tempo conforme determinado pela Aneel, adotaremos para referenciar nossas projeções uma trajetória de queda que reflita o compromisso do concessionário em reduzir o índice de alavancagem gradualmente em um determinado prazo, para patamares adequados ao setor: Concessionárias sob intervenção: limite de Dívida Líquida / EBITDA máximo de 5,0x até o final de 2015 (2 anos), 4,5x no ano de 2016 e alcançando 3,5x até o final de 2017, quando este passaria a ser o limite máximo para as concessionárias. As apurações seriam feitas sempre sobre os números de ano fiscal fechado. Dívida Líquida: soma do passivo referente à (i) empréstimos, financiamentos, debêntures, encargos financeiros provisionados e não pagos, títulos emitidos no mercado internacional registrados no passivo circulante ou no exigível a longo prazo (bonds, eurobonds, short term notes), parcelamentos com fornecedores, déficit de planos de previdência e parcelamento de impostos e contribuições, registradas no passivo circulante e no exigível a longo prazo, (ii) diminuído pelos saldos de caixa e aplicações financeiras registrados no ativo circulante e no ativo realizável a longo prazo, do valor do contas a receber da Eletrobrás pelo Programa Luz para Todos ou pelo Programa de Baixa Renda. EBITDA: resultado líquido relativo a um período de doze meses, antes da participação de minoritários, imposto de renda, contribuição social, resultado não operacional, resultado financeiro, amortização de ágio, depreciação dos ativos, participação em coligadas e controladas, despesas com ajuste de déficit de planos de previdência e incluindo a receita com acréscimo moratório sobre contas de energia elétrica. 223

224 Por outro lado, não parece fazer sentido a utilização do outro indicador sugerido pela Aneel, refletindo a Dívida Líquida / (EBITDA Capex). O Capex, quando se realiza, afeta diretamente a Dívida Líquida (pela redução de caixa ou por inclusão de financiamentos contratados), de forma que o indicador passa a ter a influência do Capex no numerador e no denominador. Adicionalmente, empresas que necessitam de um esforço relevante de investimento, para atingir metas de qualidade, afinal uma das motivações para intervenção foi justamente a insuficiência de investimentos que causaram deterioração das condições operacionais. Portanto não deveriam ter fortes restrições de Capex em covenants, independente de fazer todo sentido manter a alavancagem geral equilibrada (já cobertos pela Dívida Líquida / EBITDA). Portanto, é importantíssimo que as concessionárias sob intervenção tenham liberdade para investir. As restrições de crédito e liquidez enfrentadas por estas concessionárias nos últimos anos fizeram com que priorizassem obrigações básicas, em detrimento do cumprimento de um plano de investimentos em expansão, manutenção e no alcance das metas regulatórias de qualidade. Consequentemente, estas concessionárias precisam realizar investimentos não executados para, dentre outros objetivos, reestabelecer seus indicadores de qualidade para os padrões determinados pela Agência Reguladora. Principalmente nos primeiros anos de recuperação da empresa, o montante de investimento se aproxima do valor do EBITDA, quando não o supera em alguns casos, tornando o cumprimento do indicador impraticável. Sugerimos não adotar o indicador Dívida Líquida / (EBITDA Capex), limitando o controle ao indicador de Dívida Líquida / EBITDA, que é mais utilizado na avaliação da concessão de crédito e, de toda forma, já reflete o esforço do investimento na Dívida Líquida. Reestruturação de Capital 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, sem falar no pagamento dos mútuos que deverão ser liquidados. 224

225 A dívida líquida da Celtins, após deduzir caixa e equivalentes, mútuos a receber e Daycoval e ser restituído, totaliza R$395,8 milhões. Os principais indicadores do desempenho econômicofinanceiro nos balancetes de 30 de Junho de 2013 e demais informações levantadas na diligência estão apresentados a seguir: Posição 2T2013 (R$ MM) CELTINS Empréstimos e Financiamentos 338,3 Impostos Parcelados 71,9 Impostos em Atraso 19,4 Provisão para déficit atuarial 0,5 Mútuos 3,7 Encargos Setoriais/Eletrobrás Em Atraso 55,0 Encargos Atrasados + Tributos em Atraso 55,0 Repasse Itaipú Atrasado - Dívida Total ¹ 488,7 Disponibilidades + Aplicações no Mercado Aberto + Recebimento Mútuo + Daycoval 93,0 Disponibilidades 12,7 Aplicações no Mercado Aberto 3,9 Recebimento de Mútuo 65,8 Daycoval 10,5 Dívida Líquida 395,8 EBITDA 2012² - SEM CONTINGÊNCIA/PDD 112,0 EBITDA 2012² 79,5 Patrimônio Líquido 540,8 Capital Social / Reservas de Capital 234,3 Reserva de Reavaliação 90,0 Reservas de Lucro / Prejuízos acumulados 216,5 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 CELTINS Divida Líquida / (Dívida Líquida + PL) 42,3% Dívida Líquida/ EBITDA 5,0x Dívida Líquida/ EBITDA - Sem Contingência/PDD 3,5x Calculando-se o ratio de alavancagem financeira através da divisão da dívida líquida de junho de 2013 pelo EBITDA (2012) alcança-se 5,0x. 225

226 Entretanto, a Celtins tem necessidade de realização de expressivos investimentos, de forma que o montante de investimentos previstos acaba se tornando grande ofensor ao cumprimento dos ratios de alavancagem nos próximos anos. Desta forma, o plano apresentado considera conceitualmente necessário realizar um aumento de capital para que a empresa, ao final do 4º ano (2017), cumpra o ratio Dívida Líquida / EBITDA <= 3,5x. No caso da Celtins, foi considerado o seguinte esforço de capital para equilíbrio de sua alavancagem e estrutura de capital: (i) Recebimento Líquido de Mútuos: R$ 62,2 milhões a) Recebimento de mútuos: R$65,8 milhões b) Pagamento de mútuos: R$3,7 milhões (ii) Dívida Líquida (2T13) / EBITDA (2012) antes do AC: 5,0x (iii) Aumento de Capital (AC): R$148,6 milhões (iv) Dívida Líquida (2T13) / EBITDA (2012) após o AC: 3,2x Com o referido aumento de capital, a Celtins alcança um índice de alavancagem de Dívida Líquida / EBITDA com base no pró-forma de 30-jun-2013 de 3,2x e de 5,6x ao final de 2017, o que demonstra também a inexequibilidade financeira da realização de investimentos neste cenário prospectivo, aspecto que foi também amplamente discutido em 7.05 b) devido a sua dificuldade de execução física.. Mesmo com a realização de um expressivo aumento de capital em 2014 (R$148,6 milhões), o cenário não permite alcance do equilíbrio da alavancagem em Da mesma forma, neste cenário a empresa apresenta prejuízos recorrentes até 2017, o que mostra a insustentabilidade deste cenário sobre a ótica dos acionistas e fornecedores de crédito. No capitulo 9, no cenário do Plano de Recuperação mostra que a solução adotada permite atender aos covenants dentro do horizonte de tempo razoável e seguro, sem comprometer as metas de investimentos mais prementes. 226

227 Premissas para o Pagamento de Dividendos Durante o período deste Plano, foi adotada a seguinte política para distribuição de dividendos: (v) Enquanto Dívida Líquida / EBITDA >= 3,5x, dividendos mínimos obrigatórios de 25% do lucro líquido distribuível. (vi) Enquanto Dívida Líquida / EBITDA <= 3,5x, dividendos de 50% do lucro líquido distribuível. No caso da Celtins, foi considerado o seguinte fluxo de dividendos: Dívida Total Líquida / EBITDA 8,1 x 8,7 x 6,9 x 5,6 x 4,7 x 4,4 x 4,1 x 3,5 x 3,0 x 2,6 x 2,3 x 2,0 x % DO LUCRO DISTRIBUÍVEL 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 25,0% 25,0% 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, a Celtins pagará mútuo existente no montante de R$3,7 milhões contra EDEVP, conforme abaixo demonstrado: R$ milhões EDEVP 3,7 Distribuidoras 3,7 TOTAL 3,7 Por outro lado, Celtins possui mútuo a receber no montante total de R$65,8 milhões, dos quais R$24,4 milhões de distribuidoras coligadas e R$41,4 milhões de holdings do Grupo Rede, conforme descrito abaixo: R$ milhões Enersul 24,4 Distribuidoras 24,4 Rede Energia 24,6 Rede Power 16,8 Holdings 41,4 TOTAL 65,8 227

228 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 Celtins, R$ 10,5 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 Celtins no valor mínimo de R$ 10,5 milhões, acrescido do valor dos encargos e de quaisquer outras despesas decorrentes da compensação realizada pelo Daycoval, a ser realizado em até 90 dias após a assunção do controle acionário pela Energisa. Celtins preserva os créditos a receber junto ao Daycoval, no montante de R$ 10,5 milhões, considerando o recebimento no longo prazo. 228

229 Seção 7.08 Sumário das Projeções Financeiras (a) Demonstrativo de Resultado Projetado 229

230 (b) Fluxo de Caixa Projetado Como premissa básica para a projeção do Fluxo de Caixa, foi considerada a necessidade de manutenção de caixa mínimo equivalente a 15 dias do faturamento do ano anterior, sendo este excedente de caixa remunerado por taxa equivalente a 105% do CDI. Eventuais necessidades de captações para manutenção deste objetivo de liquidez mínima, seriam feitas atra s de opera ões com pra o de dois anos bullet ao custo de 3 % do. 230

231 Relações R$ Milhões Celtins - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões (c) Sumário das Projeções Financeiras. CENÁRIO PROSPECTIVO Vendas Mercado Próprio GWh Crescimento Mercado Próprio % 11,6% 8,3% 7,1% 5,1% 4,8% 4,4% 4,4% 4,2% 4,0% 3,7% 3,7% 3,6% Número de Consumidores Mil Receita Operacional Bruta Receita Operacional Líquida Spread (Receita Líquida - Compra - Transp.) EBITDA Resultado Financeiro (86) (136) (133) (136) (137) (128) (121) (116) (109) (102) (93) (83) Lucro Líquido (35) (68) (33) (1) PMSO CAPEX Póprio (*) Saldo de Caixa Dívida Total Líquida Margem EBITDA (EBITDA / Receita Líquida) 12,4% 14,9% 18,6% 22,4% 24,3% 24,0% 23,4% 24,2% 24,7% 24,8% 24,3% 23,7% Margem Spread (Spread/Receita Líquida) 45,7% 46,1% 46,9% 49,0% 49,4% 48,8% 48,2% 49,1% 49,4% 49,3% 48,7% 48,2% Dívida Total Líquida / EBITDA 8,1 x 8,7 x 6,9 x 5,6 x 4,7 x 4,4 x 4,1 x 3,5 x 3,0 x 2,6 x 2,3 x 2,0 x EBITDA / Resultado Financeiro 1,0 x 0,8 x 1,2 x 1,5 x 1,8 x 2,1 x 2,3 x 2,7 x 3,1 x 3,6 x 4,2 x 4,8 x (*) CAPEX APÓS CAPITALIZAÇÃO E IMPOSTOS. DESCONSIDERA PARTICIPAÇÃO DO CONSUMIDOR, SUBSÍDIOS E APLICAÇÕES EM P&D E PEE. 231

232 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 propiciando uma situa o ganha-ganha continuada cu os sinais e parâmetros regulatórios normalmente são ajustados e aprimorados a cada ciclo tarifário. Para que esse ciclo virtuoso se concretize, é necessário que as concessionárias estejam em condi ões equilibradas para que consigam participar dessa competi o. Sem esse equil brio a competi o come a desfa orá el para a concessionária. laro que nessa situa o necessário entrar no mérito do motivo da ocorrência do desequilíbrio. Analisando os resultados do Grupo Rede nos últimos anos, e não se trata de poucos anos, constata-se que as suas concessionárias foram perdendo as condições econômicas, financeiras, técnicas e operacionais básicas. Essa deterioração colocou as concessionárias em situa o muito desfa orá el na competi o proposta pela regula o por 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 à qualidade do serviço prestado, bem como no não reconhecimento tarifário de significativos valores com compra de energia. Esse contexto criou um ciclo destrutivo nas concessões. Todavia, concluir que o elevado endividamento foi a única causa dos problemas enfrentados pelo Grupo Rede e que a redução do nível da alavancagem das empresas é o único desafio a ser enfrentado no momento atual é uma conclusão simplista e apressada. O problema das concessões do Grupo Rede abrange diversos aspectos que exige uma reflexão e uma análise mais profunda. A delicada situação de liquidez que o Grupo já enfrentava, associada à necessidade de investimentos expressivos em algumas concessões, a crescente distância para o alcance das metas regulatórias e a formação de dreno de recursos da concessão potencializaram a elevação das dívidas. 232

233 A gravidade da situação resultou numa importante dificuldade na gestão das concessões em relação aos sinais e parâmetros regulatórios emitidos pela ANEEL. No caso, os problemas mencionados impediram uma gestão apropriada quanto aos aspectos regulatórios e operacionais das empresas. Como as concessões possuem em sua maioria características muito peculiares, desafiantes pela extensão territorial, baixa densidade de carga e carência de infraestrutura, os efeitos desse descompasso são particulares, o que sugere a necessidade de um tratamento diferenciado para cada uma delas. A partir da perda das condições econômicas, financeiras, operacionais e técnicas das empresas do Grupo Rede, a insolvência ficou iminente, o que culminou com a intervenção compulsória por parte da ANEEL. Nesse processo de intervenção, a ANEEL visou primordialmente a prestação do serviço adequado e a preservação do interesse público. Considerando o tempo de gestão do Grupo Rede, caracterizado anteriormente, acrescido da fase de intervenção, resta claro que nesse período as concessões estiveram sem condições de participar da competi o regulatória pelo desequil brio das condi ões básicas. A solução estrutural para as concessionárias do Grupo Rede passa pela assunção da titularidade por um novo controlador, com vistas à retomada da normalidade na prestação do serviço na concessão o mais rápido possível, bem como, a adequação dos parâmetros regulatórios compatíveis com as áreas de concessão. Nessa tese, duas vertentes, em prol do interesse público, devem ser observadas, mas tratadas de forma distinta. A primeira vertente concerne às dívidas e inadimplências, onde resta claro que o novo controlador deve contar com sua capacidade de negociação com credores e recursos próprios para sanar as questões pendentes, sem que isso venha a interferir na gestão das concessões que passa a assumir, dentro de padrões regulatórios condizentes com a realidade colocada. Na segunda vertente, que diz respeito à condução dos aspectos operacionais e de expansão de cada uma das concessões que compõem o Grupo Rede, tem-se a realidade fática da situação presente. Essa situação, embora indesejável, necessariamente deve representar o ponto de partida na concepção de uma solução consistente e sustentável para cada uma das diferentes situações colocadas na prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica nas áreas em questão. Nesse contexto, é importante que haja condições adequadas e prazos factíveis para consecução do objetivo maior, que é a retomada da normalidade dos serviços o mais rápido possível, dado que as duas vertentes acima fazem que o mesmo controlador tenha que necessariamente recuperar cada concessão tanto do ponto de vista financeiro como operacional. A solução que implicar em alongar no tempo a retomada da normalidade do serviço de distribuição de energia elétrica não é a melhor para o interesse público, pois aumenta os riscos de que fatos supervenientes tenham maior amplitude em concessões que ainda não estejam plenamente recuperadas. Isso dificultaria ainda mais a retomada da prestação do serviço adequado e os diálogos com o Regulador na busca de uma transição regulatória segura. Os fatos supervenientes incluem eventuais problemas que hoje não puderam ser identificados e 233

234 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 perdas regulatórias. Também, se a opção for pelo caminho da intensificação de investimentos para recuperar as metas regulatórias no curto prazo, de um lado pressionará de forma significativa a tarifa, bem como esbarrará nas condições locais de atender uma mobilização necessária de curto prazo, o que leva a um contexto de pouca racionalidade. Cabe lembrar que nos primeiros anos, após a assunção do controle acionário das concessionárias do Grupo Rede por um novo controlador, serão necessários, além da implantação de um choque de gestão, vultosos aporte de recursos para atender a demanda reprimida por investimentos em expansão e melhorias. Nesse contexto, os mencionados drenos de recursos (multas, compensações, glosas e etc.) estarão trabalhando contra este esforço, uma vez que a perda de recursos ocasionada por essa situação retardará a retomada da normalidade das concessões, o que é indesejável para a ANEEL, consumidores, sociedade e controlador. Concretamente, a ANEEL tem a possibilidade de definir patamares regulatórios específicos e diferenciados para as concessionárias do Grupo Rede, que sejam exequíveis, dada a situação excepcional que cada concessão se encontra. Isso poderá ser feito com segurança, uma vez que há mais de um ano a gestão dessas empresas está sob intervenção da Agência. Esses interventores, além de conviverem com a realidade dessas concessões, de terem notória experiência no setor elétrico, inclusive como ex-reguladores, são confiáveis o suficiente para informar a exata medida da situação e da adequação das metas para a sua superação, o que mitiga sobremaneira eventual assimetria da informação. Não há dúvida de que os interventores seriam hoje uma fonte de informação fidedigna sobre a realidade das concessionárias do Grupo Rede, no sentido de acusar e precisar quais exigências regulatórias as concessões estão incapacitadas de atender nos atuais prazos estabelecidos. Nesse contexto, essas exigências demandariam ajustes. 234

235 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. Assim, para que a ENERGISA possa recuperar as concessionárias do Grupo Rede, constata-se a real necessidade de um regime excepcional regulatório conforme prevê a lei. Nesse sentido, a outra parcela da solução reside na aprovação deste regime excepcional pela ANEEL. A premência da aprovação desse regime reside no atual quadro de dificuldades das concessões, onde o abismo entre as metas regulatórias e reais drenam recursos imprescindíveis para a retomada das condições econômicas, técnicas e operacionais das empresas, e que reduzem a capacidade de geração de caixa. Os próprios interventores poderão indicar casos tão expressivos em que nem a mais eficiente gestão aliada a recursos financeiros ilimitados permitiriam cumprir as metas sem flexibilização, dado à situação atual das concessões. Portanto, a aprovação do regime excepcional regulatório permitirá que o Grupo ENERGISA compatibilize as condições e o menor tempo para recuperar as concessões, fazendo com que as concessionárias possam competir com os referenciais regulatórios, o que beneficiará os consumidores. Cabe mencionar que o regime excepcional regulatório identificado para cada concessão é o resultado de análise profunda por parte da ENERGISA, bem como da opinião dos interventores sobre os pontos cruciais regulatórios. Assim, cada concessão necessita de um determinado regime customizado e específico, na medida das suas profundas necessidades, no qual são identificada quais exigências regulatórias as concessões estão incapacitadas de atender nos atuais prazos estabelecidos e, portanto, em benefício da concessão, demandariam ajustes. Assim, tendo em conta as seguintes motivações e fundamentações: a) a realidade da situação de cada concessão; b) o diagnóstico da ENERGISA para cada concessão; c) a visão dos interventores sobre cada concessão; d) a necessidade imperiosa de se atingir no menor tempo uma situação sustentável para os consumidores e para as concessões; e) as necessidades apontadas no Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões proposta ENERGISA; f) o Plano de Integração de Gestão proposta ENERGISA; g) os problemas que hoje não puderam ser identificados e que somente serão conhecidos quando da operação da nova gestão; e h) a previsão legal do Regime Excepcional Regulatório, constata-se a real necessidade de se definir, estruturar, propor e submeter à aprovação da ANEEL um Regime Excepcional Regulatório para cada uma das 8 concessões do Grupo Rede. Sendo necessário um regime diferenciado para cada concessão, dadas as particularidades e dificuldades que as caracterizam. Importante destacar que cada regime específico proposto visa o melhor benefício para a concessão. 235

236 9. Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões Proposta Seção 9.01 Mercado Análise das Projeções Cenário Plano Na Celtins, o Cenário Plano se diferencia do Cenário Prospectivo em relação às projeções de mercado somente na Energia Recuperada. Consumo Consumo Total - CELTINS Consumo Residencial - CELTINS ,9 11,3 Cresc. Acum. 2006/2012 8,6% 8,3 Total GWh Taxa de Crescimento (%) 7,2 Cresc. Acum. 2013/2025 5,4% 5,1 4,8 4,6 4,4 4,2 4,0 3,7 3,7 3,6 20,0 18,0 16,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2, ,8 Cresc. Acum. 2006/2012 9,3% 9,5 Residencial GWh Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2013/2025 5,8% 7,2 6,8 6,3 6,0 5,6 5,3 5,0 4,8 4,6 4,4 4,2 25,0 20,0 15,0 10,0 5, Consumo Industrial - CELTINS Consumo Comercial - CELTINS ,6 22,3 Industrial GWh Taxa de Crescimento (%) 16,2 12,7 Cresc. Acum. 2006/ ,9% Cresc. Acum. 2013/2025 6,6% 3,8 3,7 3,6 3,5 3,3 3,2 3,1 3,0 2,9 50,0 45,0 40,0 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5, ,7 5,1 5,0 Comercial GWh Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2006/2012 7,7% Cresc. Acum. 2013/2025 3,9% 4,5 4,3 4,1 3,9 3,8 3,6 3,5 2,5 3,3 3,2 20,0 18,0 16,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2, Consumo Rural - CELTINS Crescimento Consumo (% a.a.) - CELTINS ,9 26,4 13,3 Rural GWh Taxa de Crescimento (%) 9,7 Cresc. Acum. 2006/ ,3% Cresc. Acum. 2013/2025 7,7% 6,2 5,8 5,4 5,1 4,9 4,6 4,4 4,2 4,0 40,0 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 9,3 9,3 5,8 12,9 10,9 6,6 7,7 6,5 3,9 12,3 12,3 7,7 4,3 4,3 3,1 2006/ /2012 ** 2013/2025 8,6 8,1 5, ,0 2, Residencial Industrial Comercial Rural Outros Total Fonte: Balanço Energético. ** Sem efeito de migrações. 236

237 Consumo Médio Consumo Médio por Consumidor - Total - CELTINS Consumo Médio por Consumidor - Residencial - CELTINS 500,0 450,0 400,0 350,0 300,0 Cresc. Acum. 2006/2012 2,1% Total (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2013/2025 1,6% 15,0 13,0 11,0 9,0 250,0 200,0 150,0 7,9 Residencial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2006/2012 2,9% Cresc. Acum. 2013/2025 1,8% 15,0 13,0 11,0 9,0 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0 5,0 4,6 3,3 2,8 1,3 1,2 1,1 1,0 0,9 0,9 0,7 0,8 0,7 7,0 5,0 3,0 1,0 100,0 50,0 4,3 2,5 2,2 2,0 1,8 1,6 1,5 1,3 1,2 1,2 1,1 1,0 7,0 5,0 3,0 1,0 0, ,0 0, ,0 Consumo Médio por Consumidor - Industrial - CELTINS Consumo Médio por Consumidor - Comercial - CELTINS , , ,0 21,5 Industrial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2006/ ,1% Cresc. Acum. 2013/2025 5,9% 40,0 35,0 30,0 25, , ,0 800,0 Cresc. Acum. 2006/2012 4,0% Comercial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2013/2025 1,1% 5,0 4,5 4,0 3,5 3, , ,0 6,9 15,4 11,9 3,1 3,0 2,9 2,8 2,6 2,6 2,5 2,4 2,3 20,0 15,0 10,0 5,0 600,0 400,0 200,0 0,1 1,8 1,8 1,4 1,3 1,2 1,1 1,1 1,0 0,9 0,8 0,8 0,8 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0, ,0 0, ,0 Consumo Médio por Consumidor - Rural - CELTINS Crescimento Consumo Médio por Consumidor (% a.a.) - CELTINS 600,0 500,0 400,0 300,0 200,0 100,0 0,0 13,3 7,1 5,6 5,1 Rural (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%) Cresc. Acum. 2006/2012 1,9% 4,7 4,4 Cresc. Acum. 2013/2025 4,2% 4,0 3,7 3,5 3,3 3,1 2,9 2, ,0 13,0 11,0 9,0 7,0 5,0 3,0 1,0-1,0 16,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0-2006/ ,1 12,1 2006/2012 ** 2013/2025 5,9 4,0 4,2 2,9 2,9 2,9 1,8 1,9 1,9 2,1 1,7 1,1 1,5 1,6 0,6 0,6 Residencial Industrial Comercial Rural Outros Total Fonte: Balanço Energético. ** Sem efeito de migrações. 237

238 Seção 9.02 Regulatório (a) Qualidade da Energia e Compensações Uma vez detalhado e mensurado os inúmeros fatores que constroem as condições de contorno que contemplam a atuação da Celtins em seu estado atual de recuperação financeira, vis-à-vis os fatores materiais condicionantes à sua atuação, parte-se efetivamente para a indicação de uma contraproposta nesse Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões em prol da fixação de condições equilibradas para que o atendimento aos limites regulatórios relativos à Qualidade do Serviço efetivamente ocorram na Celtins. Importante citar que a decisão pela apresentação dessa proposta pauta-se no entendimento, cuidadosamente embasado, que a Celtins encontra-se em situação diferenciada exigindo assim a proposição de plano diferenciado no que se refere à Qualidade do Serviço prestado aos consumidores da área de concessão. Para fins da apresentação de uma alternativa para a Celtins, em termos da Qualidade do Serviço, este Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões observou o disposto na Lei nº /2012, de 27 de dezembro de 2012, que dentre outros temas tratou da intervenção para adequação do serviço público de energia elétrica. Em seu Artigo 12 a Lei estabelece que: Art. 12. Os acionistas da concessionária de serviço público de energia elétrica sob intervenção terão o prazo de 60 (sessenta) dias, contado do ato que a determinou, para apresentar à ANEEL um Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões e correção das falhas e transgressões que ensejaram a intervenção, contendo, no mínimo: I - discriminação pormenorizada dos meios de recuperação a serem empregados; II - demonstração de sua viabilidade econômico-financeira; III - proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação; e IV - prazo necessário para o alcance dos objetivos, que não poderá ultrapassar o termo final da concessão. A leitura que fazemos da Lei é que existe a possibilidade de apresentação no Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões de prazo necessário para que a distribuidora alcance seus objetivos vinculados à melhoria da Qualidade do Serviço, de forma a restabelecer uma situação de equilíbrio na efetivação de ações garantidoras de resultados alinhados com os limites regulatórios. 238

239 O estabelecimento desse prazo se vincula, como visto, à situação de retomada dos investimentos em obras de melhoria, diretamente relacionadas com a qualidade e confiabilidade do sistema de distribuição, aspecto que nos últimos anos na Celtins teve que ser sobreposto por necessidades prementes derivadas da grande expansão dos serviços. Fundamental destacar que a proposta a ser detalhada na sequência está pautada em pleitos que visam unicamente garantir a melhoria dos serviços prestados aos consumidores da área de concessão da Celtins por meio do cumprimento dos ritos e limites regulatórios, em equilíbrio com a operabilidade e execução de forma sustentável pela Energisa ao longo do período de transição. Destaca-se ainda que as projeções e medidas apresentadas nessa proposta de recuperação estão alicerçadas em estudos e avaliações detalhadas que, unidas aos pleitos de ordem regulatória que serão detalhados na sequência, efetivamente garantirão o atendimento de todas as metas e limites acordados. Outrossim, o dispositivo da Lei que trata da possibilidade de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação, também possibilita a construção de uma alternativa mais equilibrada e factível para o conjunto de ações a ser levado adiante na área de concessão, como veremos a seguir. Trajetória dos indicadores de continuidade coletivos (DEC) Baseada em toda a análise esgotada nos tópicos anteriores, pleiteia-se a adoção de uma trajetória de limites regulatórios de DEC que promova um deslocamento do limite estabelecido no ano 04 do 3CRTP (2016) da Celtins, para o ano 04 do 4CRTP (2020). Entende-se ser esse um prazo necessário para o alcance dos objetivos vinculados à Qualidade do Serviço, constituídos pelos limites regulatórios de DEC já homologados pela ANEEL. Portanto, não se questiona aqui, apesar das análises apontarem pontos passíveis de discussão, os resultados da metodologia de comparação de desempenho já homologados pela ANEEL, inclusive para o ano em curso (2013) que é o primeiro ano do 3CRTP da Celtins. O que entende-se é que a consecução desses limites regulatórios precisa de prazo adicional para ser alcançada, haja vista a atual recuperação da concessão. O gráfico que se segue ilustra o pleito. Na sequência do mesmo serão discorridos os motivos que o sustenta. 239

240 PROPOSTA ALTERNATIVA PARA OS LIMITES REGULATÓRIOS DA CELTINS DE DEC CELTINS DEC 60 53,30 3 CRTP 4 CRTP 50 47, ,11 41,82 47,69 46,00 39,15 52,23 38,07 46,45 37,19 42,17 35,84 38,50 34,15 36,30 33,53 32,89 32,00 29,99 31,95 28,17 31,09 26,37 30,21 24,58 29,13 22,78 28,17 20, ,00 0,00 0,00 0, DEC REALIZADO DEC limite Homolog DEC Limite projetado DEC Limite Proposta ENERGISA A leitura do gráfico demonstra de forma clara e prática a proposta ora apresentada de estabelecimento de prazo adicional para a consecução dos objetivos associados à Qualidade do Serviço. Tem-se uma proposta onde o limite definido pelo modelo ANEEL para o último ano do 3CRTP é mantido, mas deslocado para o último ano do 4CRTP. Tal proposição guarda coerência com os pressupostos da Lei nº /2012 e com a metodologia de melhoria contínua empregada pela ANEEL uma vez que mantém ao longo de todo o período uma trajetória de DEC que observa uma curva descendente sustentada e contínua. A tabela a seguir reforça os limites globais propostos para o DEC. PROPOSTA ALTERNATIVA PARA OS LIMITES DE CONTINUIDADE DE DEC DA CELTINS LIMITES GLOBAIS CELTINS - PROPOSTA ENERGISA DEC 33,53 32,89 31,95 31,09 30,21 29,13 28,17 Em termos de conjuntos elétricos, os limites propostos que promovem a trajetória de DEC indicada acima estão apresentados no ANEXO I. É possível verificar no ANEXO I que não existe ampliação de nenhum limite já homologado pela ANEEL, mas tão somente a dilatação do prazo necessário para que a Celtins possa proporcionar aos conjuntos elétricos a uniformidade na prestação do serviço pretendida pelo Regulador. Portanto, a trajetória global acima indicada foi obtida a partir dos limites anuais dos conjuntos elétricos do ANEXO I. Nesse sentido, o Plano de Recuperação e Correção de Falhas e 240

241 Transgressões fixou em 2020 (último ano do 4CRTP) o limite que atualmente está homologado para cada conjunto elétrico da Celtins referente a 2016 (último ano do 3CRTP). A partir desse alvo, e considerando o primeiro ano homologado referente ao 3CRTP (2013), uma vez que já é ano em curso, como o índice de partida, foram propostos limites de DEC para cada conjunto elétrico da distribuidora aplicando o conceito de melhoria continuada anualmente. Reforça-se aqui que a proposição não promove alteração de qualquer limite já homologado do ano em curso (2013), ou seja, o valor de partida se mantém para todos os conjuntos elétricos da distribuidora de acordo com o que foi homologado no processo referente ao 3CRTP (relativos ao primeiro ano do ciclo). Não existe proposição de piora de limites regulatórios já homologados, em síntese o que se propõe é executar o plano da Qualidade de Serviço dentro de um intervalo de anos mais equilibrado frente todos impactos associados. Dessa forma, como os valores anuais dos limites dos conjuntos devem possuir números inteiros, o que se observa na trajetória global da distribuidora são taxas de reduções anuais que não são idênticas entre si. Alguns degraus possuem taxas maiores e outros menores, mas sempre obedecendo ao conceito de melhoria contínua até o fim do período de análise. Cabe ainda ressaltar que, (i) pela necessidade de adaptação a que o novo gestor estará sujeito quando da potencial aquisição da Celtins, (ii) pela necessidade de um período de maturação das ações e investimentos que serão aportados à rede elétrica e (iii) pelas características geoelétricas dos conjuntos da distribuidora que potencializaram seus efeitos negativos à rede em função do longo período de ausência de ações de melhoria, buscou-se o estabelecimento de limites nos primeiros anos do período de análise aderentes à essa realidade. A postergação do prazo para atingimento do limite inicialmente previsto para o ano de 2016, aqui deslocado para 2020, mostra-se necessária em função de todos os aspectos elencados ao longo desse Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões, assim resumidos e complementados: A deterioração dos ativos de distribuição dispostos em toda a área de concessão ocorrida e intensificada pela ausência de manutenção e investimentos por longo período. Tal condição implica na necessidade de retomada acentuada de ações e investimentos, mas que carecem de tempo para maturação e apresentação de seus efeitos positivos nos resultados; A deterioração dos ativos de distribuição dispostos em toda a área de concessão ocorrida e intensificada pela ausência de manutenção e investimentos por longo período. Tal condição implica na necessidade de retomada acentuada de ações e 241

242 investimentos, mas que carecem de tempo para maturação e apresentação de seus efeitos positivos nos resultados; Trajetória global homologada do 3CRTP com elevada taxa de redução anual e que não guarda coerência com a condição financeira e operacional atual da distribuidora. Adicionalmente se mostra destoante de demais distribuidoras similares do país; Limites anuais dos conjuntos elétricos com elevadas taxas de redução ao ano. Tal condição é potencializada pela condição financeira e operacional atual da distribuidora, além de se mostrar distante da realidade de operabilidade da empresa uma vez que a área de concessão possui baixa densidade de consumidores com elevada capilaridade da malha elétrica; Tendência de elevação acentuada dos montantes a serem pagos por violação dos limites de continuidade individuais por força dos patamares elevados estimados de resultados de DEC por conjuntos elétricos. Soma-se aqui a necessidade de tempo de maturação dos investimentos na rede de distribuição até que as ações logrem os benefícios aos consumidores; Eventos climáticos e geográficos característicos e particulares da área de concessão da empresa e que tem seus efeitos potencializados quando não são realizadas as ações necessárias para garantia e ampliação da robustez da malha elétrica da distribuidora. Fato esse observado na condição atual da Celtins; e Dificuldades operacionais para a execução dos planos e investimentos necessários à retomada dos índices aos patamares adequados. Os investimentos se mostram de grande monta para um curto espaço de tempo e estarão aportados em uma área de concessão com elevada deficiência de mão de obra especializada, insuficiência de empreiteiras habilitadas para o nível de qualidade exigido (serão necessárias adaptações/reestruturação nas empreiteiras) além de uma concorrência de ações e medidas propostas para regiões, trechos e momentos comuns. A trajetória de DEC pleiteada nesse Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões é fundamental para que as ações sejam executadas conforme previsto e que as metas sejam alcançadas sem que os fatores acima destacados se mostrem impeditivos para a condução do plano ao longo do período de transição. Além disso, a trajetória proposta permite 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. Fundamental destacar que o pleito é exclusivamente em relação à trajetória de DEC, por ser entendido que o FEC apresenta potencialidade de atendimento dos 242

243 limites regulatórios pela Energisa mesmo com todos os fatores dificultadores anteriormente detalhados. A curva indicada na trajetória permite ainda alinhar e fundamentar a definição dos investimentos e do custo operacional a ser incorrido na área de concessão até 2025, e os patamares de DEC e FEC a serem observados pela distribuidora ao longo dos anos. O gráfico a seguir apresenta os referenciais de DEC e FEC adotados no presente Plano para a Celtins comparativamente às trajetórias regulatórias de DEC (pleiteada) e FEC (homologadas no 3CRTP e projetadas até 2025). Notar que para 2014, mesmo com a dificuldade inerente à incorporação da Celtins pela Energisa onde se observará um período de adaptação e principalmente uma inércia natural para o início efetivo das intervenções no sistema elétrico da empresa, o Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões indica a possibilidade do atingimento do limite ANEEL já no primeiro ano da assunção. Nos anos seguintes o Plano já aponta para a criação gradativa de uma margem de segurança. PROPOSTA ALTERNATIVA PARA A TRAJETÓRIA REGULATÓRIA DO DEC Celtins CELTINS ,30 26,75 33,53 33,53 24,57 32,89 31,95 31,09 30,21 22,48 20,43 19,16 17,89 31,89 30,95 30,09 29,21 19,85 18,95 18,04 17,14 16,23 15,33 14,43 13,52 12,62 11,71 10,81 9,90 9,00 29,13 28,17 16,62 15,35 28,13 27,17 25,42 26,42 14,08 23,78 24,78 12,81 22,24 23,24 11,54 21,79 10,27 20,79 20,44 9,00 19, DEC FEC DEC limite proposto FEC limite homolog DEC limite projeção FEC limite projeção Como citado, a proposta ora apresentada é sustentada por um incremento de investimentos e custeio que promoverão a trajetória indicada. No período adotamos no presente Plano uma taxa de melhoria dos indicadores correspondente a do 2CRTP, o que implica, a partir de um período inicial de recuperação, a possibilidade de retomada do objetivo regulatório de conduzir a área de concessão para patamares comparáveis entre distribuidoras do país. 243

244 Entendemos que a adoção desses novos prazos necessários para o atingimento dos objetivos na Qualidade do Serviço, notadamente o DEC, permitirá a Celtins organizar melhor suas ações, inclusive tendo a possibilidade de trabalhar com uma pequena margem de segurança nesse indicador, que irá contribuir para a consecução também dos objetivos afeitos ao pagamento de compensações. Ou seja, a postergação do DEC total de 2016 para 2020 (01 ciclo), permitirá a distribuidora equilibrar o conjunto de dispêndios na concessão, mantendo a melhoria contínua e reduzindo as disparidades entre os conjuntos elétricos. O planejamento para melhoria dos indicadores da Qualidade do Serviço associados a esta proposta adota praticamente as mesmas ações, entretanto com espaçamento maior no tempo e muitas delas em volume bem menor, em face da redução do hiato para meta regulatória dos conjuntos nos primeiros anos da trajetória e a entrada em operação de investimentos com outros objetivos (expansão, reforço), com reflexos para a melhoria dos indicadores de Qualidade do Serviço e menor impacto tarifário para o consumidor. Os investimentos em ativos elétricos estimados para a implantação da proposta para o plano de melhoria da qualidade do serviço é de R$ 75 Milhões, dos quais R$ 48 Milhões (64%) no período 2014 a A tabela a seguir apresenta a previsão de investimentos em ativos elétricos, por ano, para o período 2014 a PLANO DE INVESTIMENTOS DA CELTINS COM TRAJETÓRIA ALTERNATIVA Investimentos em Ativos Elétricos Automação 13,87 14,98 5,97 1,02 1,02 0,51 0,51 0,51 0,51 0,51 0,51 0,51 Construção de Alimentadores 2,65 2,65 2,65 2,17 2,17 2,17 2,17 2,17 2,17 2,17 2,17 2,17 Reforma e Melhoria de Alimentadores 2,94 2,94 2,94 2,27 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 Reforma e Melhoria de Rede BT 1,80 2,25 1,95 1,50 1,20 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 Construção de Limhas e Subestações 0,60 0,60 0,60 8,65 0,60 0,60 0,60 0,60 8,65 0,60 0,60 0,60 Total 21,86 5,79 5,49 12,42 2,84 2,69 2,69 2,69 10,74 2,69 2,69 2,69 Valores em R$ Milhões, preços de junho de 2013 Comparativamente à tabela indicada neste cenário com o CAPEX associado as trajetórias homologadas atuais, as diferenças de investimentos em termos globais (em moeda real) são R$ 124milhões inferiores no período , e R$ 60 milhões no período , para fazer frente ao Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões. Com relação aos Ativos Não Elétricos a previsão de investimentos é da ordem de R$ 14,6 Milhões, a serem aplicados até A tabela a seguir apresenta a previsão de investimentos em ativos não elétricos, por ano, para o período 2014 a

245 PLANO DE INVESTIMENTOS EM ATIVOS NÃO-ELÉTRICOS DA CELTINS COM TRAJETÓRIA ALTERNATIVA Investimentos em Ativos Não Elétricos Cainhão SKY 1,80 Cainhão Munk 0,25 Trator - Roço de Faixa de Servidão 0,90 Telecomunicação - R$ Milhões 5,85 5,85 Total 8,80 5, Com relação aos Custos Operacionais, projeta-se para o período um custo adicional associado ao aumento da estrutura de atendimento emergencial e na manutenção preventiva para dar suporte ao plano para melhoria da Qualidade do Serviço estimado em R$ 36 Milhões, conforme apresentado na tabela abaixo. CUSTO ADICIONAL PARA A MELHORIA DA QUALIDADE DO SERVIÇO COM TRAJETÓRIA ALTERNATIVA CELTINS Atendimento Emergêncial Manutenção Preventiva Aumento de Custos Operacionais Valores em R$ milhões, referência junho de 2013 Comparativamente com os levantamentos anteriores, temos que os desembolsos associados a essa trajetória dos limites de continuidade que considera um prazo adicional para consecução dos objetivos da Qualidade do Serviço se mostram menores e mais factíveis e espaçados no tempo, com possibilidade de realização efetiva por parte da distribuidora. A redução nos investimentos necessários está relacionada a investimentos que serão evitados, principalmente nos primeiros anos, em projetos que poderão ser evitados com a execução de obras estruturantes previstas para serem executadas ao longo do período. Com relação aos custos operacionais a redução está relacionada, principalmente, na redução da necessidade de novas equipes de manutenção de emergência. Compensações por violação dos limites de continuidade individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) Tendo em vista o que dispõe o Processo nº / e o resultado da Audiência Pública nº 74/2012, que tratou da proposta de destinação - para investimentos voltados para a melhoria da qualidade do serviço prestado na área de concessão da Centrais Elétricas do Pará S.A. (CELPA) - dos recursos relativos à compensação por transgressão dos limites dos indicadores individuais de continuidade (DIC, FIC e DMIC), nesse Plano de Recuperação e 245

246 Correção de Falhas e Transgressões, solicitamos a ANEEL a adoção de critério regulatório similar para a Celtins. Reivindica-se, portanto, que os valores das compensações relacionadas à violação de indicadores de continuidade (DIC, FIC, DMIC e DICRI) que não forem efetivamente pagas, relativas às transgressões verificadas a partir de 1º de janeiro de 2014 e até o fim do 3CRTP em 2018, possam ser utilizados para a realização de investimentos pela distribuidora, com sua alocação como Obrigações Especiais. Outrossim, objetivando dar a este Processo o mesmo tratamento regulatório dispensado ao caso CELPA, solicitamos que a diferença entre as compensações referentes ao ano civil anterior e os valores das compensações calculados para o ano em curso, dentro do período já mencionado, uma vez positiva, seja contabilizada como investimento remunerável pela distribuidora, atendendo ao objetivo principal do presente plano, que é garantir as condições favoráveis para a recuperação da área de concessão da Celtins. Como pode ser observado no gráfico abaixo, as compensações médias hoje pagas em R$ por consumidor/ano, por violação dos indicadores, considerando o atual estágio dos serviços prestados, pode ser entendida como menos relevante para a sociedade tocantinense do que a possibilidade de reverter o valor integral das compensações pagas em investimentos na área de concessão voltados para a melhoria da Qualidade da Energia (Serviço e Produto). VALOR MÉDIO DE COMPENSAÇÃO POR UNIDADE CONSUMIDORA NA CELTINS CELTINS 6,71 5,06 4, Compensação Média (R$) Considerando que as compensações não pagas aos consumidores serão investidas na concessão e contabilizadas como Obrigações Especiais, estamos na prática reconsiderando apenas a forma que esse recurso retorna aos consumidores, senão como um ressarcimento 246

247 (muitas vezes em centavos de R$) pela falta de energia, mas como um benefício tarifário decorrente da redução dos investimentos remuneráveis. Ou nas próprias palavras da ANEEL no processo CELPA: Entendo ainda que tal alternativa, dado o presente contexto, é a que melhor representa o interesse público. Nesse sentido, faz-se mais significativa para a Sociedade a implementação de uma alternativa que viabilize a prestação de um serviço de qualidade para toda a população considerando as dificuldades por que passa a Concessionária frente à opção de pagamento de compensação aos particulares. [...] nesse sentido, tem-se que o interesse do consumidor verifica-se de forma mais apropriada pela prestação de um serviço de qualidade e não com o pagamento da compensação exatamente pela ausência dessa qualidade. Voto do Diretor Romeu Donizete Rufino. Processo / Centrais Elétricas do Pará S.A. Celpa e Equatorial Energia S.A.. É entendido que a aplicação do mesmo critério do Processo CELPA, na recuperação da Celtins, é medida crucial para o restabelecimento das condições ideais para a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, estando a proponente ciente de suas responsabilidades nesse processo e do ônus por não efetivação do plano de melhoria da qualidade e redução das compensações, bem como apta a implementar procedimentos para monitorar a adequada alocação e registro dos recursos associados às citadas compensações. Nesse sentido, a tabela a seguir apresenta uma projeção dos valores relativos ao pagamento de compensações por violação dos limites de indicadores de continuidade individuais, bem como, uma referência dos valores totais que seriam revertidos em investimentos na área de concessão da Celtins (Obrigações Especiais ou investimento remunerável). Destaca-se que os referenciais indicados foram obtidos a partir da trajetória regulatória ajustada e que está pleiteada no item anterior. PROJEÇÃO DAS COMPENSAÇÕES COM A PROPOSTA ALTERNATIVA PARA A QUALIDADE DO SERVIÇO 247

248 Com base na Parcela B referente ao ano de 2013, tem-se um montante de compensações acumulado no período de R$ 33,8 milhões, a título de projeção. Esses valores diferem da tabela do Capítulo 7, pois provêm da possibilidade de atingimento do benchmarking setorial estipulado (0,38%, limite superior do 4º Quartil do ranking) não mais apenas no ano de 2025, conforme proposta original, com os limites ANEEL ajustados a proposta alternativa, já em Desse total, R$ 21,3 milhões seriam efetivamente pagos aos consumidores, enquanto R$ 10,5 milhões seriam revertidos para Obrigações Especiais e R$ 1,95 milhão dariam direito à remuneração da distribuidora. Lembrando ainda que para o ano de 2016 devem ser consideradas as compensações apenas até o mês de julho, mês que antecede o mês da 4CRTP da distribuidora. (b) Perdas Regulatórias Após análises junto a equipe da Celtins 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. Partindo-se do patamar atual das perdas de energia da área de concessão da Celtins, 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 Celtins, particularmente, apesar de ter aderência do nível de perdas regulatória no 2º ciclo, apresenta para este 3º ciclo uma descontinuidade causada, principalmente, pela metodologia utilizada no momento da revisão tarifária do 3º ciclo. É importante destacar que ocorreu entrada de novas centrais geradoras no sistema da Celtins, ocorridas no período de 2008 até 2011, que não foram completamente absorvidas no patamar 248

249 de perdas regulatórias. A entrada em operação das PCHs Areia e Água Limpa acresceram ao as perdas técnicas de cerca de ,60 MWh/ano. Conforme as manifestações e contribuições encaminhadas pela Celtins à ANEEL, a trajetória de perdas homologada para o 3º ciclo foi afetada diretamente pela não consideração deste montante de perdas no atual patamar regulatório homologado. Segundo a manifestação da Celtins, o cálculo de perdas não técnicas do 3º ciclo não foi adequadamente mensurado, em virtude do nível de perdas globais considerado pela ANEEL não contemplar o aumento de perdas técnicas decorrente da entrada das unidades geradoras. O argumento é que por força da entrada em operação dessas unidades geradoras, a ANEEL entendeu aplicar a metodologia prevista nas regras, o que veio a reduzir drasticamente as perdas não técnicas, por seu turno. As PNT do 2º ciclo eram de 9% sobre o mercado de baixa tensão, enquanto que as PNT homologada para o 3º ciclo se situou em 1,04%. Ou seja, o aumento estrutural das perdas globais em 2011 causado pelo aumento das perdas técnicas regulatórias (de 10,7% no 2RTP para 13,26% na 3RTP) acabou não se refletindo, pois foi integralmente absorvido na redução das perdas não técnicas. Com efeito, a entrada da geração no sistema em período não refletido no balanço de energia base de cálculo do patamar de perdas não técnica regulatória fez com que ocorresse um descasamento entre a regulação e a realidade. Assim deixou-se 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. É visível, neste caso específico, que a regra levou a um descasamento da trajetória regulatória e da realidade vivenciada pela concessão. A seguir apresentamos dois exemplos de forma a tornar mais claro este efeito, onde a premissa inicial foi de repertoriar a mesmo percentual de perdas técnicas do 2º ciclo (10,7%), em um primeiro momento, nível este que guarda referência com as perdas globais (antes da entrada da geração no sistema da Celtins) consideradas pela a ANEEL quando da apuração das perdas não técnicas. 249

250 Balanço de apuração de PNT considerando a mesma perda técnica do 2º ciclo Balanço CELTINS Balanço 2CRTP (+) Energia Injetada (-) Fornecimento Faturado (-) Fornecimento Livre (-) Suprimento (=) Perda Total (-) Perda Técnica (=) Perda Não-Técnica Mercado BT Faturado Mercado BT Medido Perdas Distribuição / Energia Injetada 14,67% 14,76% 13,95% 13,94% Perda Técnica / Energia Injetada 10,70% 10,70% 10,70% 10,70% 10,70% Perda Não Técnica / Mercado BT Faturado 6,38% 6,69% 5,41% 5,03% Perda Não Técnica / Mercado BT Medido 6,48% 6,79% 5,49% 5,54% Meta do 2CRTP 9,00% Mínimo Verificado 5,03% Ajuste de UC sem medição 0,02% Ano 1 Ano 2 Ano 3 Ano 4 Ponto de Partida do 3CRTP 5,01% 5,01% 5,01% 5,01% 5,01% Verificamos que se fosse utilizado a perda técnica do 2º ciclo para a Celtins na apuração da PNT, o nível de PNT sobre mercado de baixa tensão homologado seria de 5,01% ao ano. O mínimo histórico de PNT ao longo do 2º ciclo foi de 5,03%, mas como a PNT da Celtins foi ajustada pela falta de medição em 0,02%, a PNT resultante é de 5,01%. Ressaltamos que esta forma de se apurar a PNT foi a proposta levada pela ANEEL na AP 040/10 e homologada na primeira versão do PRORET, posteriormente modificada. A seguir é apresentada a apuração da ANEEL e homologada para o 3º ciclo revisional. 250

251 Balanço de apuração de PNT considerando a mesma perda técnica calculada para o 3º ciclo Balanço CELTINS Balanço 2CRTP (+) Energia Injetada (-) Fornecimento Faturado (-) Fornecimento Livre (-) Suprimento (=) Perda Total (-) Perda Técnica (=) Perda Não-Técnica Mercado BT Faturado Mercado BT Medido Perdas Distribuição / Energia Injetada 14,67% 14,76% 13,95% 13,94% Perda Técnica / Energia Injetada 10,70% 11,34% 11,98% 12,62% 13,26% Perda Não Técnica / Mercado BT Faturado 5,35% 4,58% 2,21% 1,06% Perda Não Técnica / Mercado BT Medido 5,43% 4,65% 2,24% 1,17% Meta do 2CRTP 9,00% Mínimo Verificado 1,06% Ajuste de UC sem medição 0,02% Ano 1 Ano 2 Ano 3 Ano 4 Ponto de Partida do 3CRTP 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% Neste caso, verifica-se que a perda técnica sai de 10,7% chegando a 2011 com 13,26%, que foi o percentual de perda técnica calculada pela SRD e que já inclui a geração no sistema da Celtins. No entanto, observa-se que as perdas globais da Celtins não foram modificadas em termos relativos ao longo do ciclo. Esta não alteração das perdas globais na tabela acima se deu em função de que a entrada da geração foi em 2011, portanto, o impacto nas perdas técnicas foi parcialmente capturada, mas não na sua integralidade, uma vez que considerou poucos meses deste efeito quando se adotou no ano de 2011 como base para a apuração da PNT. Neste cenário a PNT apura foi de 1,06% sobre o mercado de baixa tensão, com o ajuste de 0,02% da falta de medição, têm-se o valor homologado de 1,04%. Neste sentido, é razoável adotar-se um novo ponto de partida de PNT para o 3º ciclo de 5,01%, pois 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. O atual nível de perdas globais, projetado para 2013, é de 16,03% sobre energia injetada. Este nível de perdas, considerando uma perda técnica regulatória de 13,26%, embute um patamar de PNT sobre mercado de baixa tensão de 4,61% (abaixo do 5,01% calculado acima). Partindo do principio do recalculo da trajetória e buscando aderência à realidade vivenciada, é factível traçar um novo ponto de partida para o 3º ciclo de revisão da Celtins. Neste sentido, 251

252 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) 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% Limite de Redução (a.a) 0,00% 0,00% 0,00% Referencial Regulatório PNT/BT 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% Referencial Regulatório PT/Einj 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 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 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 o recalculo (4,61%) e tenha como chegada um patamar mais factível. A seguir é apresentada a trajetória de perdas considerada neste cenário de excepcionalidade. Perdas Regulatórias Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta) 1,04% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% Limite de Redução (a.a) 3,57% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% Referencial Regulatório PNT/BT 1,04% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% Referencial Regulatório PT/Einj 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 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. 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 ora proposta guarde aderência à realidade de uma concessão onde os níveis de perdas não técnica já se demonstram baixíssimos. Ressalta-se que 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. 252

253 % Perdas Totais Celtins - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões 20,00% Trajetória de Perdas Totais (Regulatória versus Real) 15,00% 10,00% 5,00% 0,00% Perda Regulatória 16,01% 16,01% 16,01% 16,01% 16,01% 16,01% 16,01% 16,01% 16,01% 16,01% 16,01% 16,01% 16,01% Perda Empresa 16,03% 16,01% 16,01% 16,00% 16,00% 16,00% 16,00% 16,00% 16,00% 16,00% 16,00% 16,00% 16,00% 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 Celtins apresenta descasamento entre perdas regulatórias e a realidade. Este descompasso gerará, ainda, evicção de valor da ordem de R$ 300 mil. Os valores de custos e investimentos atrelados a esta trajetória de perdas será abordado no item referente a investimento e custeio constante neste mesmo Capitulo 9 (seção 9.03 itens (b) e (c) respectivamente). Ressalta-se que além do esforço financeiro, há um esforço técnico e operacional enorme de exequibilidade da trajetória e sua manutenção 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: ANEEL poderá estabelecer regime excepcional de sanções regulatórias durante o período de prestação temporária do serviço público de energia elétrica de que trata o art. 2º 253

254 (c) 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 2013 a 2018 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, entretanto, que para alguns anos 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 por subcontratação calculada e considerada pelo modelo totaliza cerca de R$ 47 milhões, sendo deste total R$ 29 milhões somente para o ano de Relativamente aos contratos de compra de energia com as empresas Socibe Energia S.A., Isamu Ikeda Energia S.A. e Alvorada Energia S.A., constata-se que os preços praticados não observam a disciplina legal e normativa setoriais incidentes, conforme ressaltado na seção 4.02 (g) que traz um prejuízo para a concessão de cerca de R$ 10 milhões/ano. Conforme disposto no art. 6º da Resolução n.º 167/2005, os instrumentos firmados em decorrência da comercialização de geração distribuída devem conter a tarifa estabelecida pela ANEEL. Consequentemente, por se praticar nesse contrato preço maior do que o admitido pelo Regulador, por meio da mencionada Resolução, também se está a violar a Lei n.º /04 e o Decreto n.º 5163/04. Nesse sentido e no âmbito do plano que se propõe, a mediação da Agência se faz necessária, posto que o Regulador é o árbitro competente das controvérsias instauradas no âmbito dos contratos regulados e que os impactos anuais experimentados pela Celtins representam 25% do Ebtida Regulatório elevadíssimo percentual de aporte de investimentos da concessionária o que se tem demonstrado extremamente lesivo ao equilíbrio da concessão, podendo comprometê-la de maneira irreversível. (d) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Consumidores Conforme apresentado na seção 4.02 (e) a distribuidora possui montante aproximado de R$ 29 milhões para incorporação de redes e devolução aos consumidores dos valores antecipados no âmbito do Programa de Universalização, adicionados aos valores devidos no atendimento ao escopo da Resolução 250/07 (revogada pela Resolução 414/10) e valores a vencer para 254

255 restituição das antecipações para as obras executadas a partir de 12/07/2011, nos termos da Resolução e, as obras com valores acima de 03 (três) vezes o custo unitário do PLPT. Segundo levantamento preliminar, este passivo é composto por aproximadamente (cinco mil e quinhentos) 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 anteriormente, tendo em vista as providências necessárias, que se iniciariam com a contratação de equipe de auditoria especializada para realização das atividades citadas, prevê-se a necessidade de 12 meses para a realização das atividades (a) à (g), de montagem de base confiável sobre as restituições devidas e mais 24 meses, a partir da conclusão destas atividades, para a atividade (h) de localização dos 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 15, para este cenário adota-se a premissa de acolhimento pela ANEEL de pleito da distribuidora que solicita o prazo de 36 (trinta e seis) 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 15 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 255

256 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 36 (trinta e seis) 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. (e) P&D e PEE A regularização do dispêndio dos recursos de P&D e PEE depende da existência de projetos e da capacidade de execução dos mesmos pela distribuidora. Nos Capítulos 4 e 7 discorremos sobre a existência de saldo expressivo, ainda a aplicar nos projetos e identificamos a necessidade de estabelecimento de prazo adicional para a conclusão dos objetivos dos programas. Portanto, solicitamos um prazo adicional de 24 meses, contados a partir de janeiro de 2014, para a regularização dos investimentos em P&D e no PEE, sem a aplicação das penalidades previstas durante este período. A proposta é que até o término dos 24 meses o Saldo s/selic dos programas não seja superior aos limites permitidos pela regulamentação. Essa solicitação, no âmbito deste Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões, observa o disposto na Lei nº /2012, de 27 de dezembro de 2012, que dentre outros temas tratou da intervenção para adequação do serviço público de energia elétrica. Em seu Artigo 12 a Lei estabelece que: Art. 12. Os acionistas da concessionária de serviço público de energia elétrica sob intervenção terão o prazo de 60 (sessenta) dias, contado do ato que a determinou, para apresentar à ANEEL um Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões e correção das falhas e transgressões que ensejaram a intervenção, contendo, no mínimo: I - discriminação pormenorizada dos meios de recuperação a serem empregados; II - demonstração de sua viabilidade econômico-financeira; III - proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação; e 256

257 IV - prazo necessário para o alcance dos objetivos, que não poderá ultrapassar o termo final da concessão. A leitura que fazemos da Lei é que existe a possibilidade de apresentação no Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões de prazo necessário para que a distribuidora alcance seus objetivos vinculados ao P&D e PEE, de forma a restabelecer uma situação de equilíbrio na efetivação de ações garantidoras de resultados alinhados com os comandos regulatórios. O estabelecimento desse novo prazo se vincula a necessidade de adoção de um conjunto de medidas para a regularização dos investimentos em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e em Eficiência Energética (PEE) da distribuidora, de forma a cumprir as metas estabelecidas pela ANEEL. Dentre essas medidas saneadoras, destacamos: Identificar possíveis projetos já estruturados pela empresa dando início imediato aos mesmos. Buscar no portfólio de projetos disponíveis, propostas que sejam de interesse da Celtins 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 Celtins e outros, de propostas de projetos que sejam de interesse da empresa. Analisar a possibilidade de realização de projetos de geração de energia a partir de fontes incentivadas. Rever políticas de controle e divulgação dos projetos, de forma a incentivar e atrair novos interessados. Realizar, nos termos da regulamentação vigente, Chamadas Públicas para seleção de projetos. É nosso entendimento que a tomada dessas ações, somada ao estabelecimento por parte do Regulador do prazo adicional de 24 meses, trará para a Celtins reais condições de aplicação dos saldos remanescentes do P&D e PEE, com plena regularização de sua situação frente esses programas setoriais de grande relevância para o país. 257

258 (f) 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 qualidade, 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. 258

259 Descrição Data jul/13 jul/14 jul/15 jul/16 jul/17 jul/18 jul/19 jul/20 jul/21 jul/22 jul/23 jul/24 jul/25 Tipo de Evento Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Ciclo Tarifário 3º ciclo 3º ciclo 3º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 5º ciclo 5º ciclo 5º ciclo 5º ciclo 6º ciclo 6º ciclo Impacto no IRT (1) Encargos Setoriais 3,86% 0,80% -0,11% -0,07% 0,06% -0,88% 0,06% 0,06% 0,04% 0,06% 0,08% 0,06% 0,08% (2) Transporte de Energia 1,15% 0,09% 0,10% 0,08% 0,08% 0,08% 0,09% 0,08% 0,08% 0,08% 0,08% 0,08% 0,08% (3) Compra de Energia 7,40% -1,53% 3,26% 0,64% 1,34% 2,00% 1,70% 1,13% 0,99% 2,21% 2,15% 1,90% 1,67% (4) Parcela A = (1) + (2) + (3) 12,41% -0,64% 3,25% 0,65% 1,48% 1,20% 1,85% 1,27% 1,12% 2,36% 2,31% 2,03% 1,82% (5) Parcela B 2,77% 2,08% 2,12% 3,27% 1,52% 1,52% 1,53% 1,46% 1,60% 1,77% 1,77% 0,21% 1,79% (6) IRT Econômico = (4) + (5) 15,18% 1,45% 5,37% 3,93% 3,00% 2,72% 3,39% 2,74% 2,72% 4,13% 4,08% 2,24% 3,62% (7) IRT Financeiro 2,46% -3,08% 0,92% -0,41% 0,81% 0,68% 1,06% 1,78% 1,72% 1,45% 1,57% 1,49% 1,40% (8) IRT Total = (6) + (7) 17,64% -1,63% 6,28% 3,52% 3,82% 3,41% 4,44% 4,52% 4,44% 5,58% 5,66% 3,72% 5,02% (9) Reversão dos Financeiros do Ano Anterior -6,55% -2,23% 2,80% -0,85% 0,38% -0,78% -0,65% -1,01% -1,70% -1,65% -1,40% -1,52% -1,43% (10) Efeito Médio ao Consumidor = (8) + (9) 11,09% -3,86% 9,08% 2,67% 4,20% 2,63% 3,79% 3,50% 2,73% 3,93% 4,26% 2,21% 3,58% Fator X 0,79% 0,79% 0,95% 1,81% 1,81% 1,81% 1,81% 1,17% 1,17% 0,84% 0,84% 1,05% 0,72% Componente Pd 1,26% 1,26% 1,26% 1,81% 1,81% 1,81% 1,81% 1,17% 1,17% 1,17% 1,17% 1,05% 1,05% Componente T 0,02% 0,02% 0,02% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% Componente Q -0,49% -0,49% -0,33% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% -0,33% -0,33% 0,00% -0,33% 259

260 Com o reconhecimento regulatório das Perdas Não Técnicas, a Compra de Energia em 2014 acarreta um impacto negativo no reposicionamento de 1,53% (1,51% maior que no caso base, cenário atual apresentado no Capítulo 7). O Efeito Médio para o consumidor é negativo em 3,86% (1,53% maior que no caso base) em decorrência desta reconsideração da trajetória das perdas não técnicas regulatórias. No evento tarifário seguinte, em 2015, há pouca variação entre os dois casos, com uma tendência de efeito médio inferior, puxado pelo menor impacto da Parcela B no IRT, devido à redução da Componente Q do Fator X, fruto da nova trajetória de indicadores de qualidade do serviço. Na Revisão Tarifária de 2016, a Parcela B aumenta 7,08% (impacto positivo de 3,27). Mesmo com a redução em relação ao caso base, o Custo Anual dos Ativos passa de uma participação de 28% para 42% 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 1,81% (0,01% menor que 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 6º 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 % 81,6% 28,4% 17,2% Base de Remuneração Líquida Total % 193,4% 22,5% 2,5% (*) valores a moeda do 3CRTP Nos eventos tarifários subsequentes ocorrem alterações da Parcela B em decorrência das Componentes Pd e Q do Fator X. A variação da Parcela B fica sempre inferior ao caso base. Há também 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 2020, do 5º Ciclo, há uma variação da Parcela B de 3,05% com impacto econômico positivo de 1,46%. A representatividade do Custo Anual dos Ativos passa de 42% no 4º ciclo para 46% da Parcela B. O impacto para consumidor é positivo em 3,50%. A Componente Pd calculada nesta Revisão é de 1,17% (0,02% superior ao Caso Base). Nos eventos tarifários subsequentes ocorrem alterações da Parcela B em decorrência das Componentes Pd e Q do Fator X. A variação da Parcela B fica sempre inferior ao caso base. Há também 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 2024, do 6º Ciclo, há uma variação da Parcela B de 0,43% com impacto econômico positivo de 0,21%. A representatividade do Custo Anual dos Ativos passa de 46% no

261 5º ciclo para 45% da Parcela B. O impacto para consumidor é positivo em 2,21%. A Componente Pd calculada nesta Revisão é de 1,05% (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 (g) Renovação das Concessões Nos termos da regulamentação vigente e no disposto no Contrato de Concessão nº 52/1999, assinado em 28 de junho de 1999, o prazo de concessão da Celtins se encerra em 30 de janeiro de 2020, renovável por 20 (vinte) anos. Nesse contexto, as projeções econômico-financeiras, em ambos os cenários, levaram em consideração a premissa da renovação da concessão da Celtins. (h) 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 16, 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 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 261

262 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 o aceite pela Agência do parcelamento da penalidade em 12 (doze) meses, conforme previsto no art. 35-A da Resolução ANEEL nº 63/ ; 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 parcelamento da penalidade em 12 (doze) meses, conforme previsto no art. 35-A da Resolução ANEEL nº 63/ 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). 262

263 Seção 9.03 Operacional (a) Evolução do Custo Operacional No Capítulo 9, Seção 9.02, item a), a distribuidora apresentou uma proposta de adoção de trajetória de limites regulatórios para os indicadores de DEC e FEC que promovesse um deslocamento do limite estabelecido no ano 4 do 3CRTP (2016) da Celtins, para o ano 4 do 4CRTP (2020). 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 alternativa, alinhada com o aceite das solicitações encaminhadas. Neste cenário o custo total será 9,6% inferior ao cenário anterior. O gráfico apresentado a seguir mostra a comparação dos Custos Operacionais para os dois cenários no período 2013 a

264 No período , essa nova proposta de limites regulatórios representaria para a Celtins uma grande redução dos Custos Operacionais adicionais para fazer frente a estes mesmos limites na ordem de R$ 51 milhões. Sairíamos do patamar de R$ 88 milhões de custos adicionais (conforme demonstrado no gráfico do Capítulo 7, Seção 7.05, item a)) para R$ 37 milhões. Isso sem considerar os custos evitados com pagamento de compensações neste mesmo período. 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. O gráfico apresentado a seguir, mostra a evolução dos Custos Operacionais para o cenário Proposto referente ao período (2013 a 2025). 264

265 Observando as trajetórias dos indicadores do OPEX por Consumidor, OPEX por Energia Faturada e OPEX por Receita Líquida entre 2013 e 2025, apresentadas nos gráficos a seguir, constata-se uma tendência de queda suave dos indicadores em função da taxa de crescimento das despesas operacionais ser maior que a do número de consumidores e da venda de energia. 265

266 O comprometimento da Receita Líquida com os Custos Operacionais, apresenta tendência decrescente a partir de 2015, ampliando as margens de serviço e contribuindo para melhorar caixa da empresa. (b) Evolução do Investimento No Capítulo 9, Seção 9.02, item (a), a distribuidora apresentou uma proposta de adoção de trajetória de limites regulatórios para o indicador de DEC que promovesse um deslocamento do limite estabelecido no ano 4 do 3CRTP (2016) da Celtins, para o ano 4 do 4CRTP (2020). No 266

267 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 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 impõe restrições na execução de volumes expressivos de investimentos no curto prazo de tempo, principalmente no que se refere a mão de obra, conforme testemunhos colhidos junto ao Interventor e sua equipe técnica transcritos na Seção 9.03, item (c). Como complementação às justificativas apresentadas na proposta de mudança das trajetórias para os indicadores de DEC e FEC, 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 2017, com maior contração em 2014, concorrendo com um grande volume de investimentos previstos para o mesmo período, apresenta os seguintes fatores inviabilizadores: o 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$ 221 milhões, correspondendo a 16% do total previsto para o período , com impacto tarifário relevante na empresa a ser estabelecido para o próximo ciclo; o 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 melhoria da qualidade, plano de redução de perdas não técnicas e obras inadiáveis (destinadas a resolver problemas de esgotamento da capacidade de vários componentes do sistema) e aquelas destinadas à expansão do sistema, fato este atestado pelos Interventores e equipe de obras da empresa e com fatos recentes ocorridos no Estado (falências de 267

268 Empreiteiras e problemas envolvendo o sindicato da categoria) com ampla divulgação nos meios de comunicações locais. o As condições de acesso a esses domicílios (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. 17% dos investimentos da distribuidora, no período entre 2013 a 2017 (excluindo PLPT), se destinarão a projetos adicionais necessários para atingir os limites regulatórios de qualidade estabelecidos no 3CRTP. Esta concentração de investimento poderia ser evitada, caso a trajetória de redução dos limites de continuidade fosse revista, pelos seguintes motivos: o Dada a necessidade mais premente de se atender as demandas de expansão do mercado e aumento da capacidade instalada, uma parte das obras exclusivas para a melhoria da qualidade poderiam ser sincronizadas e defasadas com estas ampliação, permitindo considerar, primeiramente, o efeito das obras de expansão sobre os indicadores da qualidade. O alongamento da trajetória da qualidade conforme solicitado permitiria uma menor concentração de obras simultâneas, que somente pelo efeito de desligamentos programados já contribuem para uma piora dos indicadores; 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$ 129 milhões. Sairíamos 268

269 de investimento total no período de R$ 795 milhões (conforme demonstrado no Capítulo 7, Seção 7.05, item b)) para R$ 666 milhões conforme a tabela abaixo A tabela seguir apresenta as projeções de investimentos até 2025, destacando os investimentos previstos para o período , dentro dessa proposta: CELTINS 2013 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. Com o alongamento do prazo da Universalização Rural, observa-se a predominância dos investimentos para expansão, melhoria e reforços, muito importante, principalmente a partir de 2015, para recuperar o desempenho operacional da Empresa, proporcionado a estrutura necessária para oferecer a seus consumidores uma energia com os níveis de qualidade adequados. Valores em R$ Milhões, a preços de junho de 2013, antes do credito de impostos e capitalização de despesas. Com este cenário, os investimentos destinados ao Plano de Qualidade, Plano de Redução de Perdas Não Técnicas e ao Plano de Universalização Rural, no período 2013 a 2017, corresponderão a 32% do total previsto, contra 41% no cenário Prospectivo, garantindo um 269

270 maior equilíbrio entre as ações imediatas de recuperação da concessão e o atendimento das demandas regulatórias imediatas. O gráfico a seguir mostra a composição dos investimentos para este período 2013 a 2017, destacando as aplicações no Plano de Melhoria da Qualidade do Serviço, Plano de Redução de Perdas e Plano de Universalização Rural. Desconsiderando os dois primeiros anos, que são afetados pelos investimentos para a universalização rural e projetos de melhorias da infraestrutura da empresa 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 2013 a

271 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. 271

272 (c) Programa Luz para Todos Conforme apontado no Capitulo 7, seção 7.05, item (b) e (c) o desafio futuro de implementação da universalização rural na área de concessão da Celtins apresenta implicações relevantes pelo seu vulto e prazo de execução. Na tabela abaixo observa-se que os 139 municípios da área de concessão da Celtins, todos serão universalizados em dois anos seguidos, 2015 e2016. Destaca-se que 125 municípios (90%) serão universalizados em um mesmo ano. Esta informação, por si só já demonstra o tamanho do desafio da exequibilidade desta universalização rural, independentemente do impacto tarifário que abordaremos em seguida. ÍNDICE DE ATENDIMENTO RURAL DO MUNICÍPIO ANO MÁXIMO PARA ALCANCE DA UNIVERSALIZAÇÃO NO MUNICÍPIO QTDE DE MUNICÍPIOS (REN 488/2012) Ia > 99,00% Universalizado 0 97 % < a 99 % % < a 97 % % < a 93 % % < a 89 % a 8 % TOTAL

273 A proposta de universalização rural do Estado de Tocatins encontra-se a seguir ilustrada. Observa-se que a subvenção somente abrange até dezembro de 2014, por meio do PLPT. Ou seja, cerca de 7 mil unidades consumidoras não terão recursos de subvenção do investimento. Número de consumidores a serem Universalizados Recursos Próprios Luz para Todos Ano Convencional Sistemas de Geração Convencional Sistemas de Geração TOTAL TOTAL Uma reflexão que pode ser realizada sobre a razoabilidade desta universalização rural pode ser baseada no valor agregado à tarifa de cada um dos consumidores da Celtins. O exercício abaixo busca demonstrar esta inviabilidade tarifária. Análise Razoabilidade Projeto PLPT 3º ciclo (1) Universalização Rural (2) (3) = (1) + (2) Valores em R$ Mil Aumento % (4) = (3) / (1) Base de Remuneração Liquida (a) ,9% Remuneração (b) ,9% Reintegração (c) ,2% Valor Agregado BRR (d) = (b) + (c) ,1% Consumidores (e) ,7% R$ / Cons (f) = (d) / (e) 106, ,3 139,0 30,3% No momento do 3º ciclo de revisão tarifária, a Celtins possuía cerca de 476 mil consumidores e um EBITDA regulatório de R$ 50,7 milhões. Portanto, o valor agregado de base de remuneração naquele momento, por consumidor, era de R$ 106,6. No entanto, se a universalização rural, sem a devida subvenção, for levada a cabo, cada um dos consumidores incrementais mostrará um valor agregado de base de remuneração da ordem de R$ 1,02 mil. 273

274 Ou seja, cada ligação estaria, em tese, gerando um aumento da parcela de valor agregado de base de remuneração de 30,3%. Em outras palavras, um crescimento de 3,7% (17,4 mil) dos consumidores estaria gerando para todos os consumidores (476 mil) um incremento tarifário, por consumidor, de R$ 32,3 (R$ 106,6 menos R$139,0). A base de remuneração incremental (pois somente se considerou o investimento próprio) da universalização rural é 46% da base de remuneração da empresa. Ou seja, ao executar, nos moldes atuais, este investimento estará onerando, em última instância, a tarifa dos consumidores a partir do 4º ciclo de revisão tarifária. Neste sentido, no cenário do Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões, consideramos, olhando tanto a exequibilidade, quanto a razoabilidade tarifária (ver impacto na análise Reajustes e Revisões Tarifárias no Capitulo 7, seção 7.03), a ligação, de forma linear, destas 7 mil unidades (não subvencionadas) até o final do contrato de concessão, todas ligadas sem a subvenção do investimento. Esta alternativa guarda mais razoabilidade. Destaca-se que na seção 9.03 foi apresentado os investimentos para a execução da universalização rural até dezembro de 2019 (final do atual contrato de concessão). Vale novamente destacar que os investimentos previstos para o atendimento dessas ligações totalizam aproximadamente R$ 221,2 milhões, o que representa 86% da Base de Remuneração Líquida da concessionária. Somente o capital próprio previsto, representa 46% da base de remuneração. Ou seja, se somarmos estes valores, os ativos imobilizados não incorporados a base remuneratória no 3CRTP, e os investimentos regulares em ativos elétricos para atender às metas regulatórias, a base de remuneração liquida da Celtins sofrerá um incremento da ordem de R$ 340 milhões, ou seja, cerca de 130% da base de partida no 3CRTP. Por fim, destaca-se, novamente, que além do esforço financeiro, há um esforço de exequibilidade do programa, conforme abordado pelo próprio Interventor, dado a competitividade dos investimentos e a carência, principalmente, de mão de obra especializada. Neste sentido, solicita-se a execução da universalização rural até o 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 Celtins será necessário um volume significativo de novos investimentos, inclusive no curtíssimo prazo. 274

275 Em especial, essa concessão se caracteriza por grandes desafios, pois, o Estado de Tocantins se encontra em processo de forte expansão econômica e possui baixa densidade populacional. A consequência dessas características resulta em uma expansão considerável do mercado de energia elétrica em toda área da concessão e o atendimento aos consumidores através de extensas redes elétricas. Como pôde ser observado através das projeções do Cenário Prospectivo, a fragilidade econômico-financeira da Celtins não permite a quitação das obrigações setoriais em aberto imediatamente após a assunção do controle pela Energisa. Essa constatação encontra respaldo na vultosa necessidade de recursos para a recuperação da concessão, onde se destacam os investimentos para atendimento da expansão, melhoria da qualidade, redução das perdas não técnicas, programa de universalização e incorporação de redes. Energisa necessitará de alguns meses para operacionalizar financiamentos junto a bancos de fomento, principalmente BNDES e possivelmente Basa, de forma que será importante ter um relevante capital de giro no início de sua administração. Para fins de comparação, atualmente a dívida com encargos setoriais da Celtins é de R$55,0 milhões. Uma vez que a Parcela B homologada em seu último evento tarifário foi de R$268,9 milhões, esse passivo representa 20% da Parcela B. Ou seja, é como se no início do processo de retomada da normalidade a concessão ficasse sem o equivalente a 20% da sua Parcela B. Da mesma forma, a dívida com encargos setoriais da Celtins representa 69% do EBITDA de 2012, o que demonstra que seria necessário alocar quase que a totalidade de um ano de geração operacional de caixa somente para a liquidação deste passivo. PASSIVOS EM ATRASO - SALDO EM 30/06/2013 DESCRIÇÃO R$ Milhões ENCARGOS SETORIAIS 55,0 CCC 21,7 CDE 4,9 Quota para RGR 13,4 Quotas do PROINFA 15,0 Dado a situação de desequilíbrio em que se encontra a concessão, não é razoável que se adote os procedimentos usuais para pagamento das dívidas setoriais, logo após o término do período de intervenção pela ANEEL. Dessa forma, propõe-se a adoção de procedimentos diferenciados, no que se refere a valores e prazos de pagamento, em virtude da situação extraordinária em que a concessionária se encontra. 275

276 A proposta do presente Plano para a dívida dos encargos setoriais é o parcelamento em 60 meses, exceto por CCC, sendo que o início de seu pagamento ocorreria após 2 anos de carência, a contar da assunção do controle acionário pela Energisa. O saldo devedor será atualizado pela variação da taxa básica de juros (SELIC). Consideramos que o passivo com CCC será pago em 12 meses, com o saldo devedor também remunerado pela SELIC. Energisa viabilizará o aporte de capital de R$148,6 milhões na Celtins em até 60 (sessenta) dias após a assunção do controle societário, recursos estes que viabilizarão, em conjunto com o parcelamento solicitado de 60 meses para pagamento do passivo em atraso com encargos setoriais após carência de 2 anos, a recuperação da concessão. Ressaltamos que este foi um dos pontos principais da viabilização da recuperação judicial de Celpa, que foi acolhido pelo Juízo da 13ª Vara Cível da Comarca de Belém. A bem da verdade, a ANEEL apresentou recurso contra essa inclusão e a sentença judicial definitiva ainda não foi dada, mas tal diferimento é o que está sendo aplicado. Entretanto, o objetivo aqui não é discutir os aspectos jurídicos do parcelamento de 60 meses em vigor na Celpa. O que está sendo abordado é o fato de que o processo de retomada da normalidade da concessão Celpa também exigiu que o pagamento da dívida com encargos setoriais fosse expandido para 60 meses, sob pena desse pagamento, que não traz qualquer benefício à concessão, a menos da adimplência, exercesse uma concorrência com os recursos necessários à recuperação da sustentabilidade. Esse é o mesmo contexto vivido pela Celtins. Em 29/06/12 a Celg e a Eletrobrás assinaram Termos de Confissão e Repactuação de Dívidas relativas aos encargos setoriais CDE, RGR e PROINFA, bem como os débitos de Itaipu. Esses Termos, por envolverem partes relacionadas foram submetidos à aprovação da SFF/ANEEL para anuência relativa à dação de recebíveis em garantia. Esses Termos preveem o pagamento das mencionadas dívidas no período de 2012 a Por meio do Despacho SFF nº 2106, de 26/06/12, a SFFANEEL anuiu à dação de recebíveis em garantia, para dívida de visando à repactuação de dívidas com visando à repactuação de dívidas com encargos setoriais junto a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. Eletrobrás no valor de até R$ ,69. A proposta do Plano de Recuperação de parcelamento em 60 meses após 2 anos de carência, encontra amparo na Lei /12, mais especificamente no inciso III, art. 12, que estabelece: 276

277 III - Proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação. Diante do exposto, a proposta do Grupo Energisa para pagamento da dívida dos encargos setoriais é o parcelamento em 60 meses, com dois anos de carência e correção pela variação da SELIC, a contar da data de assunção do controle acionário. Essa condição também necessita ser estendida para a dívida com a Eletrobrás, referente ao financiamento contratado pela companhia com recursos da RGR e que se encontra em atraso. O saldo dessa dívida em 30 de junho de 2013 era de R$45,8 milhões e também consideramos o pagamento em 60 prestações, a partir da carência de 2 anos. (b) Endividamento Financeiro O saldo devedor dos empréstimos e financiamentos da Celtins em 30 de Junho de 2013 é de R$338,3 milhões, dos quais 57% (R$193 milhões) vencem até dezembro de O custo médio e o prazo médio do endividamento na mesma data ficaram em 131,0% do CDI e 1,6 anos, respectivamente. Tendo em vista a excelente reputação que a Energisa construiu frente aos principais agentes financiadores do mercado local e externo, a companhia obteve uma oferta de crédito muito maior do que o montante previsto no plano de recuperação judicial para implementar a aquisição do Grupo Rede. Desta forma, a Energisa pretende utilizar a oferta de crédito adicional para reestruturar o endividamento financeiro das distribuidoras do Grupo Rede. A ideia seria substituir dívidas mais onerosas (em termos de prazo, custo e garantia) por novas dívidas. Como alguns dos bancos que estão discutindo a operação de refinanciamento das distribuidoras são atualmente credores da Celtins, para estes bancos seus créditos atuais seriam repactuados para os termos do novo financiamento. Do endividamento total da Celtins, identificamos R$ 209 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: 277

278 Montante Prazo Carência de Principal Amortização Juros Garantia R$ 209 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 115,0% do CDI e 3,2 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$ 307 milhões até 2025, dos quais R$ 241 milhões serão compensados dentro do horizonte deste trabalho. Imposto de Renda / Contribuição Social Estima-se que a Celtins apresentará prejuízos fiscais até 2015 e os R$ 56 milhões de créditos contabilizados até esta data serão integralmente compensados até 2022, 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. 278

279 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). 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. 279

280 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 poder o ser negati amente pressionados por índices de alavancagem maiores do que os previstos, e que poderão alterar positivamente a perspectiva se o índice de Dívida / EBITDA se apresentar abaixo de 4,0x. Fitch: Em 10 de Dezembro de 2012, a Fitch divulgou na nota que eleva o rating global da Energisa com destaque para o seguinte trecho: A Fitch espera que a Energisa mantenha sua alavancagem líquida entre 3,0 e 3,5 vezes durante seu agressivo plano de investimentos programado para os próximos dois anos. Os ratings poderão ser negativamente pressionados por índices de alavancagem maiores do que os previstos. Neste sentido, consideramos que, ao invés do limite de Dívida Líquida / EBITDA de 5,0 vezes a todo tempo conforme determinado pela Aneel, adotaremos para referenciar nossas projeções uma trajetória de queda que reflita o compromisso do concessionário em reduzir o índice de alavancagem gradualmente em um determinado prazo, para patamares adequados ao setor: Concessionárias sob intervenção: limite de Dívida Líquida / EBITDA máximo de 5,0x até o final de 2015 (2 anos), 4,5x no ano de 2016 e alcançando 3,5x até o final de 2017, quando este passaria a ser o limite máximo para as concessionárias. As apurações seriam feitas sempre sobre os números de ano fiscal fechado. Dívida Líquida: soma do passivo referente à (i) empréstimos, financiamentos, debêntures, encargos financeiros provisionados e não pagos, títulos emitidos no mercado internacional registrados no passivo circulante ou no exigível a longo prazo (bonds, eurobonds, short term notes), parcelamentos com fornecedores, déficit de planos de previdência e parcelamento de impostos e contribuições, registradas no passivo circulante e no exigível a longo prazo, (ii) diminuído pelos saldos de caixa e aplicações financeiras registrados no ativo circulante e no ativo realizável a longo prazo, do valor do contas a receber da Eletrobrás pelo Programa Luz para Todos ou pelo Programa de Baixa Renda. EBITDA: resultado líquido relativo a um período de doze meses, antes da participação de minoritários, imposto de renda, contribuição social, resultado não operacional, 280

281 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, 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 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, sem falar no pagamento dos mútuos que deverão ser liquidados. 281

282 A dívida líquida da Celtins, após deduzir caixa e equivalentes, mútuos a receber e Daycoval e ser restituído, totaliza R$395,7 milhões. Os principais indicadores do desempenho econômicofinanceiro nos balancetes de 30 de Junho de 2013 e demais informações levantadas na diligência estão apresentados a seguir: Posição 2T2013 (R$ MM) CELTINS Empréstimos e Financiamentos 338,3 Impostos Parcelados 71,9 Impostos em Atraso 19,4 Provisão para déficit atuarial 0,5 Mútuos 3,7 Encargos Setoriais/Eletrobrás Em Atraso 55,0 Encargos Atrasados + Tributos em Atraso 55,0 Repasse Itaipú Atrasado - Dívida Total ¹ 488,7 Disponibilidades + Aplicações no Mercado Aberto + Recebimento Mútuo + Daycoval 93,0 Disponibilidades 12,7 Aplicações no Mercado Aberto 3,9 Recebimento de Mútuo 65,8 Daycoval 10,5 Dívida Líquida 395,8 EBITDA 2012² - SEM CONTINGÊNCIA/PDD 112,0 EBITDA 2012² 79,5 Patrimônio Líquido 540,8 Capital Social / Reservas de Capital 234,3 Reserva de Reavaliação 90,0 Reservas de Lucro / Prejuízos acumulados 216,5 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 CELTINS Divida Líquida / (Dívida Líquida + PL) 42,3% Dívida Líquida/ EBITDA 5,0x Dívida Líquida/ EBITDA - Sem Contingência/PDD 3,5x Calculando-se o indicador de alavancagem financeira através da divisão da dívida líquida de junho de 2013 pelo EBITDA (2012) alcança-se 5,0x. Se as provisões para devedores duvidosos e contingências realizadas no período forem desconsideradas, este indicador cai para 3,5x. Entretanto, a Celtins tem necessidade de realização de expressivos investimentos, de forma que o montante de investimentos previstos acaba se tornando grande ofensor ao cumprimento dos indicadores de alavancagem nos próximos anos. 282

283 Desta forma, o plano apresentado considera conceitualmente necessário realizar um aumento de capital para que a empresa, ao final do 4º ano (2017), cumpra o indicador Dívida Líquida / EBITDA <= 3,5x. No caso da Celtins, foi considerado o seguinte esforço de capital para equilíbrio de sua alavancagem e estrutura de capital: (i) Recebimento Líquido de Mútuos: R$ 62,2 milhões c) Recebimento de mútuos: R$65,8 milhões d) Pagamento de mútuos: R$3,7 milhões (ii) Dívida Líquida (2T13) / EBITDA (2012) antes do AC: 5,0x (iii) Aumento de Capital (AC): R$148,6 milhões (inclui R$10,5 milhões Daycoval) (iv) Dívida Líquida (2T13) / EBITDA (2012) após o AC: 3,2x Com o referido aumento de capital, a Celtins alcança um indicador de Dívida Líquida / EBITDA com base no pró-forma de 30-jun-2013 de 3,2x e de 3,4x ao final de 2017, demonstrando uma melhora gradual e relevante na sua alavancagem. Diferente do Cenário Prospectivo (Capítulo 7), aqui encontramos uma empresa equilibrada, que alcança Dívida Líquida / EBITDA = 3,4x em 2017 e segue uma trajetória de melhoria, viabilizando investimentos próprios de R$2,1 bilhões entre Comparado com o Cenário Prospectivo, é evidente a transformação de uma empresa inviável no longo prazo, numa empresa capaz de cumprir seus compromissos regulatórios e financeiros, conforme abaixo apresentado, requer o conjunto de soluções encaminhadas neste Plano e refletido ao longo de todo este Capitulo 9. CELTINS (R$MM) CENÁRIO PROSPECTIVO EBITDA 82,8 108,5 157,2 208,9 247,5 266,9 280,7 308,4 338,4 368,2 384,8 399,6 Lucro Líquido (35,2) (67,8) (32,5) (0,9) 21,1 39,4 49,9 69,3 91,1 112,3 124,6 135,1 Dívida Líquida 667,8 946, , , , , , , ,5 961,8 881,5 788,6 DL/EBITDA 8,1 x 8,7 x 6,9 x 5,6 x 4,7 x 4,4 x 4,1 x 3,5 x 3,0 x 2,6 x 2,3 x 2,0 x PLANO EBITDA 96,6 128,5 164,9 199,3 232,9 250,8 273,5 309,4 338,2 367,4 387,8 406,8 Lucro Líquido (2,2) (18,0) 21,0 36,4 56,5 71,7 85,5 111,8 133,4 155,5 169,0 184,6 Dívida Líquida 443,7 572,6 618,7 673,6 666,3 666,2 644,9 557,3 479,0 391,8 282,0 169,2 DL/EBITDA 4,6 x 4,5 x 3,8 x 3,4 x 2,9 x 2,7 x 2,4 x 1,8 x 1,4 x 1,1 x 0,7 x 0,4 x 283

284 Premissas para o Pagamento de Dividendos Durante o período deste Plano, foi adotada a seguinte política para distribuição de dividendos: (v) Enquanto Dívida Líquida / EBITDA >= 3,5x, dividendos mínimos obrigatórios de 25% do lucro líquido distribuível. (vi) Enquanto Dívida Líquida / EBITDA <= 3,5x, dividendos de 50% do lucro líquido distribuível. No caso da Celtins, foi considerado o seguinte fluxo de dividendos: Dívida Total Líquida / EBITDA 4,6 x 4,5 x 3,8 x 3,4 x 2,9 x 2,7 x 2,4 x 1,8 x 1,4 x 1,1 x 0,7 x 0,4 x % DO LUCRO DISTRIBUÍVEL 0,0% 0,0% 25,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 284

285 Seção 9.05 Sumário das Projeções Financeiras (a) Demonstrativo de Resultado Projetado 285

286 (b) Fluxo de Caixa Projetado Como premissa básica para a projeção do Fluxo de Caixa, foi mantida a necessidade de manutenção de caixa mínimo equivalente a 15 dias do faturamento do ano anterior, sendo este excedente de caixa remunerado por taxa equivalente a 105% do CDI. Eventuais necessidades de captações para manutenção deste objetivo de liquidez mínima, seriam feitas atra s de opera ões com pra o de dois anos bullet ao custo de 3 % do. 286

287 PROPOSTA Vendas Mercado Próprio GWh Crescimento Mercado Próprio % 11,3% 8,3% 7,2% 5,1% 4,8% 4,6% 4,4% 4,2% 4,0% 3,7% 3,7% 3,6% Número de Consumidores Mil Receita Operacional Bruta Receita Operacional Líquida Spread (Receita Líquida - Compra - Transp.) EBITDA Resultado Financeiro (55) (90) (72) (77) (76) (69) (66) (58) (50) (41) (30) (20) Lucro Líquido (2) (18) PMSO CAPEX Póprio (*) Saldo de Caixa Dívida Total Líquida Margem EBITDA (EBITDA / Receita Líquida) 14,4% 17,4% 19,7% 21,8% 23,3% 23,0% 23,1% 24,4% 24,8% 24,9% 24,6% 24,2% Margem Spread (Spread/Receita Líquida) 45,9% 46,8% 46,9% 48,0% 48,3% 47,7% 47,5% 48,8% 49,0% 48,9% 48,5% 48,1% Relações R$ Milhões Dívida Total Líquida / EBITDA 4,6 x 4,5 x 3,8 x 3,4 x 2,9 x 2,7 x 2,4 x 1,8 x 1,4 x 1,1 x 0,7 x 0,4 x EBITDA / Resultado Financeiro 1,8 x 1,4 x 2,3 x 2,6 x 3,1 x 3,6 x 4,2 x 5,3 x 6,8 x 9,0 x 12,9 x 20,0 x (*) CAPEX APÓS CAPITALIZAÇÃO E IMPOSTOS. DESCONSIDERA PARTICIPAÇÃO DO CONSUMIDOR, SUBSÍDIOS E APLICAÇÕES EM P&D E PEE. Celtins - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões (c) Sumário das Projeções Financeiras 287

288 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 para e ecu o do ser i o. N o há inten o do no o controlador de qualquer compartilhamento de estrutura ou terceirização para as chamadas ati idades fim que requeiram o conhecimento local que 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, 288

289 futuro controlador da distribuidora após a aprovação da Agência para o plano ora apresentado, tratadas neste texto para facilitar entendimento como atividades do Grupo I. Previu-se também a prestação de serviços, com preços competitivos, nos termos do art. 16, ao art. 18 da Resolução 334/08, para as atividades nas quais se constata a necessidade urgente de melhoria nos serviços prestados e ganhos de escala, tratadas neste texto para facilitar entendimento como atividades do Grupo II. De forma geral, dentre as atividades do Grupo I Compartilhamento de Infraestrutura estão: a) Administração Central de Recursos Humanos (programas e diretrizes) b) Contabilidade e tributos; c) Planejamento Financeiro e Operações Financeiras; d) Relação com Investidores e) Gestão de Riscos e Auditoria interna; f) Logística e suprimentos (aquisição) de materiais e equipamentos; g) Gestão da frota de veículos; h) Gestão de Gastos com Viagens de funcionários (central de reservas e gestão fornecedores); i) Gerenciamento dos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento P&D e Eficiência Energética; j) Especificação, Desenvolvimento, Manutenção e suporte do sistema integrado de Tecnologia da Informação; k) Gestão de novas tecnologias digitais; l) Gestão de Projetos Corporativos e Escritório de Projetos (PMO); m) Gestão e modelagem de Processos Internos; n) Planejamento e controle da infraestrutura da tecnologia da informação; o) Planejamento e aquisição de infraestrutura de telecomunicações, dados e telefonia; p) Assessoria jurídica; q) Gestão dos Assuntos Regulatórios; r) Centro de Inteligência de Combate a Perdas; s) Centro de Operação da Medição; t) Gestão de Ativos; u) Estudos energéticos de mercado e comercialização; v) Coordenação do Planejamento do Sistema Elétrico e Orçamento; w) Coordenação da Engenharia e Construção SDAT; 289

290 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). 290

291 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; 291

292 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: 292

293 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 293

294 Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades Processos de Ouvidoria Workflow de coleta, análise, direcionamento, registro de respostas e aprovação de solicitações feitas por clientes, originadas na ANEEL ou registradas no próprio sistema SIAPO SIATE Próprio Atendimento a Cliente de agencia Gerenciamento das ordens de serviço solicitadas pelos clientes; Acompanhamento dos tempo de atendimentos dos serviços SIATT Próprio Sistema de Atendimento call center Controle de atendimento a clientes através do Call Center e agências Registra reclamações e solicitações de serviços SICCO Próprio Sistema de Consultas Comerciais Sistema de consultas comerciais Consultas dados legais para atendimento à ANEEL Consulta dados comerciais históricos SICMA Próprio Controle de Material de Agência Cadastramento e gerenciamento do material das agências que são usados no atendimento das ordens de serviço Integração com o sistema de suprimentos - SISUP - para atualização de saldos do almoxarifado Avaliação de Desempenho SuccessFactors Terceiros Gestão de desempenho de funcionários Sistema utilizado para avaliação de desempenho do funcionário. Compras, Estoque SICEC Próprio Controle do Estoque (Central) Este sistema prover a gestão dos almoxarifados (WMS e etc.) Controle permanente e contábil do estoque da empresa Possui WMS Sistema de Gerenciamento de Armazém Controle de Almoxarifado de Reforma de Trafos Controle do Almoxarifado REIDI 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 294

295 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 - Registra obrigações (documentos a pagar). Possui integração com vários sistemas, sendo os documento a 295

296 Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades 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 SICCI Próprio Controle de Cálculo de Indenizações 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 Cálculo das indenizações por violação dos indicadores DIC, FIC e DMIC 296

297 Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades 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 SIPES Próprio Cadastro de Pessoal Este sistema realiza a manutenção dos dados funcionais e pessoais do empregado 297

298 Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades 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 Gerenciamento do processo de ressarcimento ao cliente Integração com o sistema de faturamento para quitação 298

299 Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades 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 Gestão de Viagens SIGVI Próprio Sistema de Gestão de Este sistema é ferramenta utilizada para a gestão dos 299

300 Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades Viagens 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. 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.) 300

301 Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades 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 SIMEC Próprio Controle de Medidores de Consumo Cadastramento dos medidores de consumo Gerenciamento da localização dos medidores de consumo através de integração com o sistema de atendimento 301

302 Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades WITS Terceiros Sistema móvel para almoxarifado Solução móvel para gestão dos almoxarifados com funcionalidades como: Recebimento de mercadorias; Separação de mercadorias; Inventário; Medicina e Segurança do trabalho, Gestão de Benefícios. SIGRH Próprio Gerenciamento de Recursos Humanos Este sistema registra os dados referentes os benefícios do funcionário (plano de saúde, empréstimos e etc.) Controle de processos envolvendo Plano de Saúde Controle de processos envolvendo Medicina do Trabalho Controle de processos envolvendo Bolsa de Estudos Controle de processos envolvendo Plano de Saúde Controle de 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, gap analysis, relação paramêtrica, etc.) Sistemas Técnicos NIX Terceiros Proteção para o Sistema Sistema de proteção 302

303 Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades de Distribuição GIS - EO Terceiros Electric Office - General Eletricis Gestão do cadastro de ativos da rede; SGD Terceiros SGD Gestão do cadastro de ativos da rede; Registro de ocorrências técnicas; Controla os indicadores de DIC, FIC e DMIC SIADT Próprio Acompanhamento de Desempenho de Trafos 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 Sistemas de apoio a equipes de campo Atendimento de campo Manutenção SGM Terceiros Sistema de gestão da Sistema de manutenção e serviços 303

304 Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades manutenção 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. 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. 304

305 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..; 305

306 Painel de Controle do desempenho das atividades de fiscalização e regularização 306

307 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. 307

308 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 308

309 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; 309

310 Exemplo de apuração diária de DEC e FEC: 310

311 Exemplo de Acompanhamento do TMA por Hierarquia de Localização 311

312 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. 312

313 Exemplo de Interface de despacho através do mapa no Centro de Operação da Distribuição Medição de produtividade das equipes Relatório gerencial de desvios 313

314 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. 314

315 Exemplo de comparação de cenários de investimentos Exemplo de Geração de Cenários com seus indicadores e pesos 315

316 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 316

317 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; 317

318 Consulta pontos de atendimento e pagamento; Visualizar notícias da ENERGISA; Receber notificações da ENERGISA; Solicitar contato através do Ligo Já; Solicitar recebimento de fatura por ; 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. 318

319 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); 319

320 v) Confecção dos relatórios e evidências dos ensaios com a anuência do Centro de Operação. A ENERGISA já presta este tipo de serviço para as suas Distribuidoras. A proposta da prestação 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 320

321 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: 321

322 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. 322

323 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. 323

324 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 324

325 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. 325

326 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. 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 326

327 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. 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. 327

328 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). 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%. 328

329 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. 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 329

330 distribuída, ao controle dos custos gerenciáveis, bem como à expansão das atividades de comercialização de energia elétrica. 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 330

331 (ENERGISA Nova Friburgo). Adicionalmente, a base de consumidores não é dependente de nenhum grupo ou segmento específico da economia brasileira. Em 2012, 45% da receita bruta consolidada da ENERGISA foi gerada pela distribuição de energia elétrica a consumidores residenciais, 23% a consumidores comerciais, 15% a consumidores industriais, 4% a consumidores rurais e 13% a consumidores do setor público. Concessões Localizadas em Áreas de Crescimento Acelerado. A maioria das concessões de distribuição da ENERGISA localiza-se em áreas com alto potencial de crescimento, a saber, na Região Nordeste, a menos desenvolvida do Brasil. A administração da ENERGISA acredita que as áreas rurais e subdesenvolvidas, bastante dispersas em suas áreas de concessão, oferecem oportunidades para crescimento expressivo. Base de Consumidores Cativos. A receita operacional bruta consolidada e volume de vendas das controladas da ENERGISA advêm preponderantemente de vendas de energia elétrica a tarifas reguladas a consumidores cativos. Em 2012, as vendas consolidadas a consumidores cativos das controladas da ENERGISA a tarifas reguladas, representaram 83,2% do volume de energia elétrica demandada nas áreas de concessão das suas distribuidoras. Atualmente o Grupo ENERGISA apresenta uma base de 0,0006% de clientes potencialmente livres em seu mercado cativo. Da energia total demandada em 2012 pelas distribuidoras do Grupo ENERGISA, cerca de 16,8% são destinadas a clientes livres. 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 331

332 operacionais e aumentar as receitas. A ENERGISA dispõe de ferramentas de gestão de recursos humanos que priorizam a integração e motivação de seus profissionais, com o objetivo de maximizar qualidade e eficiência. Adicionalmente, a família Botelho, acionista controladora direta da ENERGISA e indireta das distribuidoras, têm mais de cem anos de experiência de gestão na área de distribuição e geração de energia elétrica. O know-how e experiência desse acionista controlador indireto permitem que empresa seja gerida com uma visão de longo de prazo através da permanente busca na geração de valor para os seus acionistas. Governança Corporativa. A ENERGISA tem um conselho de administração formado na sua maioria por membros independentes de altíssima qualificação. O conselho de administração foi responsável para que a companhia fosse uma das 27 companhias agraciadas com selo de auto-regulação da Abrasca (Associação Brasileira de Companhias de Capital Aberto) bem como adotou padrões internacionais através de uma Política de Gestão de Riscos de Mercado Financeiro, disponível em seu website onde versa sobre políticas conservadoras de financiamento, de aplicações financeiras, de distribuição prudente de dividendos e exposição à riscos. Adicionalmente, foram formados diversos comitês (de remuneração, auditoria e sucessão) que auxiliam a gestão. Por diversas vezes as companhias que fazem parte do Grupo ENERGISA foram receberam de prêmios pela transparência de suas demonstrações financeiras 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. 332

333 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. 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. 333

334 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); 334

335 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. 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. 335

336 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: 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 336

337 "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. 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. 337

338 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. 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 spec fico ( S s ) da onon ionergia finali ou as obras da H Z unin que tem capacidade de 8 MW, e iniciou as operações da PCH Santo Antônio, também com capacidade de 8 MW. Outro destaque do exercício de 2012 foi a adequação do perfil de endividamento da Companhia, por meio da emissão de debêntures e outras captações, que asseguraram um aporte de cerca de um bilhão de reais, recursos estes indispensáveis à continuidade e melhoria das operações. Mesmo com os vultosos investimentos realizados, o Grupo ENERGISA obteve um robusto saldo de caixa e aplicações financeiras no montante de R$ 923,1 milhões. 338

339 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 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 339

340 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. 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; 340

341 lano para dia e lano para dias, permitindo que sejam comunicados e implementados tão logo seja realizado o fechamento da transação. 2. Elaboração do Modelo de Gestão de Mudanças e Comunicação, com preocupação em relação à adequada adaptação e integração dos colaboradores das empresas à cultura ENERGISA; 3. Construção do Modelo Organizacional das Unidades de Negócio adquiridas, do Modelo Operacional, e da Estrutura Corporativa; 4. efini o do lano strat gico para a No a ENERGISA com redefinição de novas Missão, Visão e Valores, considerando o período de integração, e propondo a melhor configuração e organização da empresa resultante sob o ponto de vista de Grupo. 5. Elaboração de Matriz de Riscos, contemplando: Qualificação e Quantificação de Riscos, abrangendo as seguintes dimensões: Riscos de Sinergia, Estruturais, de Pessoas e de Projeto; e Plano de Mitigação de Riscos, incluindo balanceamento de investimentos vs. benefícios. O Plano de Integração será dividido em 3 etapas: Iniciação, Preparação, e Transição, conforme demonstrado a seguir. A etapa de Preparação encerra-se com o Closing após a homologação do Plano, findo o julgamento dos recursos à decisão na 1ª Instancia, e aprovação pela ANEEL e pelo CADE da mudança de controle. 341

342 (*) Condição 1: 1ª Instância regulamentada e Plano ANEEL entregue Na Etapa de Preparação destaca-se a implementação de uma estrutura de PMI, responsável por assegurar a entrega dos objetivos estabelecidos no Plano de Integração. Destaca-se tamb m a defini o dos aspectos essenciais para atua o no A primeiro dia de assunção do Grupo Rede, de forma a garantir a continuidade da operação em paralelo às atividades de melhoria de gestão. 342

343 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. Com a conclusão do Plano de Integração, surgirá a No a N RG SA empresa única no setor elétrico brasileiro. 343

344 344

345 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 Celtins. Esses temas e seu regime excepcional regulatório podem ser assim sumarizados: Trajetória dos indicadores de continuidade coletivos (DEC) Adoção de uma trajetória de limites regulatórios de DEC que promova um deslocamento do limite estabelecido no ano 04 do 3CRTP (2016) da Celtins, para o ano 04 do 4CRTP (2020). Compensações por violação dos limites de continuidade individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) Que os valores das compensações relacionadas à violação de indicadores de continuidade (DIC, FIC, DMIC e DICRI) que não forem efetivamente pagas, relativas às transgressões verificadas a partir de 1º de janeiro de 2014 e até o fim do 3CRTP em 2018, possam ser utilizados para a realização de investimentos pela distribuidora, com sua alocação como Obrigações Especiais. Além disso, solicitamos que a diferença entre as compensações referentes ao ano civil anterior e os valores das compensações calculados para o ano em curso, dentro do período já mencionado, uma vez positiva, seja contabilizada como investimento remunerável pela distribuidora. Perdas Regulatórias Propõe-se um ajuste da Perda Não Técnica Regulatória para 4,61% sobre o mercado de baixa tensão, em função da não captura na perda global - quando do cálculo da Perda Não Técnica Regulatória - da entrada no sistema da CELTINS da geração distribuída e, consequentemente, não refletida no patamar de PNT quando do cálculo do 3º ciclo de revisão tarifária. Incorporação de Redes e Ressarcimento de Consumidores Propõe-se a quitação do passivo de R$ 29 milhões no prazo de 36 (trinta e seis) meses, após a transferência de controle da concessão, com a incidência dos encargos legais e atualização previstos nas respectivas resoluções, desde a data prevista para a devolução até a data de sua efetivação. P&D e PEE Solicitamos um prazo adicional de 24 meses, contados a partir de janeiro de 2014, para a regularização dos investimentos em P&D e no PEE, sem a aplicação das penalidades previstas 345

346 durante este período. A proposta é que até o término dos 24 meses o Saldo s/ Selic dos programas não seja superior aos limites permitidos pela regulamentação. Sanções Regulatórias Para os Termos de Notificação emitidos em momento anterior à intervenção, requer-se, na eventualidade de serem convertidos em Auto de Infração, a suspensão de sua exigibilidade, pelo prazo de 2 (dois) anos, contados a partir da data de transferência de controle acionário da distribuidora. Para os Termos de Notificação emitidos após a transferência do controle acionário da Distribuidora, requer-se a extensão das benesses do regime sancionatório excepcional para que todos eles, emitidos no período de 2 (dois) anos, contados a partir da data de transferência de controle acionário da distribuidora, tenham caráter unicamente orientativo e/ou determinativo, sem a imposição de penalidades. Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que tramitam em esfera administrativa, requer-se o aceite pela Agência do parcelamento da penalidade em 12 (doze) meses. Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que tramitam em esfera judicial, requer-se a desistência dos valores de sucumbência por parte dessa Agência. Por fim, ainda no âmbito do regime excepcional de sanções, requer a distribuidora a anistia dos encargos incidentes sobre o valor principal das obrigações pecuniárias das sanções regulatórias (multa, juros e atualização monetária). Universalização Rural Solicita-se a execução da universalização rural até o final do atual contrato de concessão. Obrigações Setoriais em Aberto Parcelamento da dívida dos encargos setoriais em 60 meses, exceto por CCC, sendo que o início de seu pagamento ocorrerá após dois anos de carência, a contar da assunção do controle acionário pela Energisa. O saldo devedor será atualizado pela variação da taxa básica de juros (SELIC). O passivo com CCC será pago em 12 meses, com o saldo devedor também remunerado pela SELIC. 346

347 Compra de Energia Relativamente aos contratos de compra de energia com as empresas Socibe Energia S.A., Isamu Ikeda Energia S.A. e Alvorada Energia S.A., constata-se que os preços praticados não observam a disciplina legal e normativa setoriais incidentes, o que traz um prejuízo para a concessão de cerca de R$ 10 milhões/ano. Nesse sentido, e no âmbito do plano que se propõe, a mediação da Agência se faz necessária, posto que o Regulador é o árbitro competente das controvérsias instauradas no âmbito dos contratos regulados. Provisionamento adicional referente à contingências Cíveis, Fiscais e Trabalhistas Provisionamento adicional, em 2013, relativo a contingências cíveis, fiscais e trabalhistas em R$ 73,4 milhões. 347

348 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 CEMAT 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 CEMAT. 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 CEMAT 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 técnica, operacional e financeira de suas coligadas e a melhoria continuada da qualidade do serviço prestado. 348

349 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 CEMAT 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 CEMAT 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. 349

350 13. Anexos Anexo Proposta de limites de DEC e FEC por conjuntos elétricos CONJUNTO CÓDIGO CONJ. QUANT. CONS DEC LIMITE ALIANÇA ALMAS ALVORADA ANANAS ARAGUACEMA ARAGUACU ARAGUAINA NÃO URBANO ARAGUAINA URBANO ARAGUATINS ARAPOEMA ARRAIAS AUGUSTINOPOLIS AXIXA TOCANTINS BARROLANDIA BURITI DO TOCANTINS CARIRI COLINAS TOCANTINS COLMEIA COMBINADO CRISTALANDIA DIANOPOLIS DUERE FATIMA FIGUEIROPOLIS FILADELFIA FORMOSO GUARAI I GUARAI II GURUPI NÃO URBANO GURUPI URBANO ITACAJA ITAGUATINS LAGOA DA CONFUSAO MIRACEMA MIRANORTE MONTE DO CARMO NATIVIDADE NAZARE NOVA OLINDA NOVA PINHEIROPOLIS NOVA ROSALANDIA PALMAS II NÃO URBANO PALMAS II URBANO PALMAS III PALMAS IV PALMEIROPOLIS PARAISO I NÃO URBANO PARAISO I URBANO PEDRO AFONSO PEIXE PIUM PONTE ALTA DO BOM JESUS PONTE ALTA DO TOCANTINS PORTO NACIONAL PRESIDENTE KENNEDY SILVANOPOLIS SITIO NOVO TAGUATINGA TAQUARALTO II TAQUARUSSU TOCANTINEA TOCANTINOPOLIS UHE ISAMU IKEDA UHE PEIXE WANDERLANDIA XAMBIOA XAMBIOÁ II

351 ATA DA REUNIÃO COM OS INTERVENTORES 351

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355 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 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. 355

356 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: 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 356

357 auferido pela concessionária, então sua correção é feita pela variação da Parcela B da distribuidora. Encargos de Serviços do Sistema (ESS) e Encargo de Energia de Reserva (EER): o ESS representa um encargo destinado à cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços ancilares, prestados aos usuários do Sistema Interligado Nacional (SIN), enquanto o EER representa todos os custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN, proveniente de usinas especialmente contratadas mediante leilões para este fim, incluindo os custos administrativos, financeiros e tributários, que são rateados entre os usuários finais de energia elétrica do SIN. É projetado por correção monetária por IGP-M. Pesquisa e Desenvolvimento Energético (P&D): É calculado pela regra vigente de 1,00% da Receita Operacional Líquida. Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS): As distribuidoras associadas pagam mensalmente valores relativos ao custeio das atividades ONS. Este tem como atividades a coordenação e o controle da operação dos sistemas elétricos interligados e a administração e coordenação da prestação dos serviços de transmissão de energia elétrica por parte das transmissoras aos usuários acessantes da rede básica.é projetado por correção monetária por IGP-M. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia (PROINFA): é estabelecido em conformidade com o Plano Anual do PROINFA PAP, elaborado pela ELETROBRAS, conforme o disposto no art. 12 do Decreto no 5.025/2004, sendo suas quotas determinadas em função do mercado relativo aos consumidores cativos, livres e autoprodutores de cada distribuidora. É projetado com base na previsão de quota de energia e a correção monetária da tarifa por IGP-M. 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. 357

358 Custos de Rede Básica: referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão CUST celebrado com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados com base nos valores de demanda de potência multiplicados pelas tarifas. Os montantes de partida são os presentes no último evento tarifário e celebrados nos termos aditivos vigentes, enquanto as tarifas de partida são aquelas consideradas no último evento tarifário e suas respectivas atualizações em face da Resolução Homologatória nº 1.555/2013. A projeção das tarifas é feitas por correção monetária via IPG-M, enquanto que a projeção dos montantes contratados é feita pelo crescimento do mercado. Esta simplificação na projeção de montantes contratados é possível em face das simplificações adotada para o mercado e para as tarifas, que não apresentam variações na sua estrutura. Um mercado que cresce sem apresentar variação na sua estrutura resultará em um crescimento de demanda máxima e, consequentemente, num montante de contratação de mesma proporção. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuída à geradora Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às suas quotas partes. A tarifa inicial é corrigida por IGP-M, enquanto a quota parte do ano de 2014 é mantida para os anos subsequentes. Outros custos de Rede Básica, como ONS (geradores A2) e Exportação (geradores A2), são corrigidos por IGP-M a partir de seus valores iniciais. Custo de Conexão: refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às 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 358

359 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. 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 359

360 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. 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 360

361 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%. 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. 361

362 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. 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 362

363 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. 363

364 Horizonte de Projeção ANEXO - TUTORIAL MODELAGEM REGULATÓRIA Diferenças para a Modelagem Financeira 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. 364

365 ANEXO - Módulo Regulatório O módulo regulatório é a parte principal da interface regulatória, concentrando todos os cálculos e projeções. Estes cálculos são realizados conforme o regramento vigente. É responsável por fazer a interação com a Modelagem Financeira. Abaixo segue o detalhamento de cada tópico especificando a finalidade de cada um dentro da modelagem. Reajustes e Revisões Tarifárias Consiste na saída de dados para utilização no Modelo Financeiro. Link Para o Regulatório Consiste na entrada de dados oriundos do Modelo Financeiro para alimentar a interface regulatória. Indicadores Econômicos Consiste no link de dados entre o Módulo de ndicadores (aba N ) e o Módulo Regulatório. Resumo Regulatório Tópico que apresenta o resumo das projeções de eventos tarifários realizadas. 365

366 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. 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. 366

367 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. 367

368 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. 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. 368

369 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. 369

370 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. 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. 370

371 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. 371

372 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. 372