Plano de Recuperação e Correção das Falhas e
Transgressões
Caiuá
SETEMBRO DE 2013
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Conteúdo
1.
Introdução ............................................................................................................................. 7
2.
Processos de Recuperação Judicial, Intervenção e Aquisição............................................... 9
3.
Caracterização da Concessão .............................................................................................. 15
4.
Diagnóstico Atual da Concessão ......................................................................................... 20
Seção 4.01
Mercado .......................................................................................................... 20
Seção 4.02
Regulatório ...................................................................................................... 30
(a)
Qualidade da Energia .............................................................................................. 30
(b)
Compensações Pagas .............................................................................................. 34
(c)
Sanções Regulatórias............................................................................................... 38
(d)
Perdas de Energia .................................................................................................... 39
(e)
Incorporação de Redes e Ressarcimento de Consumidores ................................... 42
(f)
Nível Tarifário .............................................................................................................. 42
(g)
Compra de Energia .................................................................................................. 48
(h)
P&D e PEE ................................................................................................................ 48
(i)
Ativo Imobilizado após o 3º ciclo de Revisão .............................................................. 50
(j)
Renovação das Concessões ......................................................................................... 51
Seção 4.03
(a)
Jurídico ............................................................................................................ 52
Contingências Cíveis, Trabalhistas e Fiscais ............................................................ 52
Seção 4.04
Operacional ..................................................................................................... 54
(a)
Caracterização do Ativo........................................................................................... 54
(b)
Caracterização da Operação ................................................................................... 58
(c)
Caracterização da Manutenção............................................................................... 68
(d)
Diagnóstico da Construção (Sistema de Distribuição) ............................................ 73
(e)
Infraestrutura de Suporte à Operação (TI e Logística) ............................................ 74
(f)
Evolução do Custo Operacional .................................................................................. 86
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(g)
Evolução do Investimento ....................................................................................... 90
(h)
Programa Luz para Todos (PLPT) ............................................................................. 94
Seção 4.05
Comercial......................................................................................................... 94
(a)
Indicadores Comerciais ........................................................................................... 94
(b)
Call Center ............................................................................................................. 102
(c)
Atendimento Presencial ........................................................................................ 105
(d)
Inadimplência ........................................................................................................ 107
Seção 4.06
Gestão ........................................................................................................... 109
Seção 4.07
Financeiro ...................................................................................................... 111
(a)
Endividamento Financeiro, Fiscal e Setorial.......................................................... 111
(b)
Caracterização do Endividamento e Perfil da Dívida ............................................ 113
(c)
Nível de Comprometimento de Recebível ............................................................ 114
(d)
Estrutura de Capital............................................................................................... 114
(e)
Índice de Cobertura de Dívidas (covenants) ......................................................... 115
(f)
Stand Still ................................................................................................................... 116
(g)
Mútuos .................................................................................................................. 118
5.
Visão e Diagnóstico do Interventor sobre a Concessão .................................................... 119
6.
Contexto de Elaboração do Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões
124
7.
Cenário Prospectivo a partir da Situação Atual – Avaliação Econômico-Financeira......... 127
Seção 7.01
Cenário Macroeconômico ............................................................................. 127
Seção 7.02
Mercado ........................................................................................................ 129
Seção 7.03
Regulatório .................................................................................................... 144
(a)
Qualidade da Energia e Compensações ................................................................ 144
(b)
Perdas Regulatórias ............................................................................................... 146
(c)
Incorporação de Redes e Ressarcimento de Ativos .............................................. 148
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(d)
Compra de Energia ................................................................................................ 148
(e)
P&D e PEE .............................................................................................................. 151
(f)
Reajustes e Revisões Tarifárias ................................................................................. 152
(g)
Sanções Regulatórias............................................................................................. 158
Seção 7.04
(a)
Jurídico .......................................................................................................... 159
Contingências Cíveis, Trabalhistas e Fiscais .......................................................... 159
Seção 7.05
Operacional ................................................................................................... 160
(a)
Evolução Custos Operacionais .............................................................................. 160
(b)
Evolução Investimentos ........................................................................................ 163
(c)
Programa Luz para Todos ...................................................................................... 168
Seção 7.06
Comercial....................................................................................................... 168
(a)
Inadimplência ........................................................................................................ 168
(b)
Índice de Provisionamento de contas a Receber (PDD) ........................................ 170
(c)
Call Center e Atendimento Presencial................................................................... 171
(d)
Indicadores Comerciais ......................................................................................... 175
Seção 7.07
Econômica-Financeira ................................................................................... 177
(a)
Obrigações em Aberto (Financeiras, Fiscais e Setoriais) ....................................... 177
(b)
Endividamento Financeiro .................................................................................... 178
(c)
Impostos, Taxas e Contribuições ........................................................................... 178
(d)
Reestruturação de Capital e Dividendos ............................................................... 180
(e)
Mútuos .................................................................................................................. 186
(f)
Ressarcimento Daycoval: .......................................................................................... 186
Seção 7.08
Sumário das Projeções Financeiras ............................................................... 188
(a)
Demonstrativo de Resultado Projetado ................................................................ 188
(b)
Fluxo de Caixa Projetado ....................................................................................... 189
(c)
Sumário das Projeções Financeiras. ...................................................................... 191
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8.
Por Quê da Necessidade de Regime Regulatório Excepcional para as concessões do Grupo
Rede?......................................................................................................................................... 192
9.
Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões – Proposta ...................... 198
Seção 9.01
Mercado ........................................................................................................ 198
Seção 9.02
Regulatório .................................................................................................... 199
(a)
Perdas Regulatórias ............................................................................................... 199
(b)
Compra de Energia ................................................................................................ 204
(c)
Incorporação de Redes e Ressarcimento de Consumidores ................................. 204
(d)
P&D e PEE .............................................................................................................. 204
(e)
Reajustes e Revisões Tarifárias ............................................................................. 206
(f)
Renovação das Concessões ....................................................................................... 208
(g)
Sanções Regulatórias............................................................................................. 210
Seção 9.03
(a)
Evolução do Custo Operacional ............................................................................ 211
(b)
Evolução do Investimento ..................................................................................... 211
(c)
Programa Luz para Todos ...................................................................................... 212
Seção 9.04
Econômico-Financeira ................................................................................... 212
(a)
Obrigações em Aberto (Financeiras, Fiscais, Setoriais) ......................................... 212
(b)
Endividamento Financeiro .................................................................................... 214
(c)
Impostos, Taxas e Contribuições ........................................................................... 214
(d)
Reestruturação de Capital e Dividendos ............................................................... 214
Seção 9.05
10.
Operacional ................................................................................................... 211
Sumário das Projeções Financeiras ............................................................... 221
(a)
Demonstrativo de Resultado Projetado ................................................................ 221
(b)
Fluxo de Caixa Projetado ....................................................................................... 222
(c)
Sumário das Projeções Financeiras. ...................................................................... 224
Plano de Integração e Gestão ....................................................................................... 225
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Seção 10.01
Estrutura de Serviços Compartilhados .......................................................... 225
Seção 10.02
Plano de Integração....................................................................................... 262
11.
Sumário do Regime Excepcional Regulatório................................................................ 281
12.
Mensagem Final ............................................................................................................ 283
13.
Anexos: .......................................................................................................................... 285
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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
Caiuá Distribuição de Energia S.A. – Caiuá.
O Plano ora apresentado atende às disposições estabelecidas pela Lei nº 12.767, de 27/12/12,
quais sejam: i) discriminação pormenorizada dos meios de recuperação a serem empregados;
ii) a demonstração de sua viabilidade econômico-financeira; iii) proposta de regime
excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação; e iv) prazo necessário para
o alcance dos objetivos.
Para permitir a elaboração deste Plano, a ENERGISA envolveu uma equipe de mais de 60
profissionais, fez um profundo diagnóstico da situação da concessão com base nas
informações e dados disponíveis e realizou duas reuniões na Caiuá. 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.
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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 Caiuá.
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.
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2.
Processos de Recuperação Judicial, Intervenção e Aquisição
A Caiuá 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 Caiuá, 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 recuperação udicial perante a us ça Estadual do
ará. Em abril desse mesmo ano, observou-se o início de inadimplência sistêmica das
concessionárias do Grupo Rede em relação aos encargos setoriais.
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
A SFF/ANEEL determinou, assim, que o Grupo Rede apresentasse um Plano de Ação,
abrangendo todas as concessionárias do grupo, além da própria empresa Rede Energia S.A., e
que contemplasse:
a retomada imediata do recolhimento de encargos setoriais e do pagamento de fornecedores
(energia e transmissão) correntes em atraso;
a redução gradual da relação
(E I
ida
quida
E I
A até ,
e es e da
ida
quida
A – Cape ) até 7,0 vezes em todas as distribuidoras; e
a liquidação imediata dos empréstimos de mútuos vencidos a pagar e a receber que
envolvessem as distribuidoras ou o envio de documentos que atestassem os respectivos
pagamentos, no prazo de 10 dias.
Mediante a Nota Técnica no 288, de 13/07/2012, a SFF apresentou nova análise da situação
econômico-financeira e de inadimplência das concessionárias de distribuição controladas pelo
Grupo Rede, que indicou o agravamento do quadro dessas concessionárias.
Nesse contexto, em 10/08/2012, a Diretoria da ANEEL determinou à SFF a adoção urgente de
providências para a instauração de processos administrativos de verificação da
sustentabilidade econômico-financeira dessas concessionárias.
Em 30/08/2012 foi publicada a Medida Provisória no 577, posteriormente transformada na Lei
nº 12.767/2012 que, dentre outras providências: (i) determinou a não aplicação às
concessionárias de serviços públicos de energia elétrica dos regimes de recuperação judicial e
extrajudicial, previstos na Lei no
.
, sal o posteriormente e nção da concessão; e
(ii) disciplinou a intervenção administrativa para a adequação da prestação do serviço público
de energia elétrica.
Em 31/08/2012, por meio da Resolução Autorizativa no 3.647, a ANEEL determinou a
Intervenção Administrativa na Caiuá, pelo período de um ano, com o objetivo de assegurar a
prestação adequada do serviço publico de distribuição de energia elétrica e o fiel cumprimento
das normas contratuais, regulamentares e legais pertinentes. Foi então designado como
interventor o Sr. Sinval Zaidan Gama. Na mesma data, a ANEEL também determinou a
intervenção nas demais sete concessionárias do grupo (Cemat, Celtins, EEB, CFLO, CNEE,
ENERSUL e EDEVP). Findo o período de um ano, essas intervenções foram prorrogadas pelo
prazo de dois anos.
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Em 25/09/2012 a Equatorial assinou o contrato de aquisição da CELPA, que estava em
processo de recuperação judicial.
Em outubro de 2012, para atender ao § 3º do Art. 3º da REA nº 3.647/2012, o acionista
majoritário do Grupo Rede à época da intervenção apresentou um Plano de Recuperação e
Correção das Falhas e Transgressões das 8 concessionárias de distribuição sob intervenção.
Em 23/11/2012, quatro empresas holdings e uma comercializadora do Grupo Rede
requereram Recuperação Judicial: Rede Energia S.A., Companhia Técnica de Comercialização
de Energia (CTCE), QMRA Participações S.A. (QMRA); Denerge Desenvolvimento Energético
S.A. (Denerge) e Empresa de Eletricidade Vale do Paranapanema S.A. (EDEVP).
O pedido foi distribuído à 2ª Vara de Falências e Recuperação Judicial da Comarca de São
Paulo-SP (proc. 0067341-20.2012.8.26.0100) e, em 19/12/2012, o processamento foi deferido,
nomeando-se como administradora judicial a Deloitte Touche Tohamtsu.
De acordo com a relação de credores apresentada pelas recuperandas, e mais tarde
corroborada pela administradora judicial: (a) na Classe I (trabalhistas), não há credores
listados; (b) na Classe II, estão listados apenas o BNDES (R$135 MM) e o FI-FGTS (R$ 712 MM);
(c) na Classe III, estão listados, de forma consolidada, os credores quirografários de todas as
recuperandas, alcançando-se um valor total de R$ 3.142 milhões e USD 655 milhões, incluindo
dívidas com empresas ligadas. Não há credores extraconcursais.
Em 15/03/2013, as recuperandas depositaram em Juízo um plano de recuperação judicial
único, com condições uniformes para os credores de todas as cinco recuperandas. O plano
tinha por premissa a alienação do controle societário ao consórcio formado pelas empresas
CPFL Energia (CPFL) e Equatorial Energia S.A. (Equatorial). O preço da alienação seria de R$1,00
e as adquirentes se comprometiam a investir até R$ 1,8 bilhão nas recuperandas. O valor de
investimento seria revertido, em parte, para pagamento dos credores e, em parte, para
atender ao Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões, conforme exigido
pela ANEEL.
Para a ENERGISA o Grupo Rede é certamente uma grande oportunidade de consolidação no
setor de distribuição de energia no Brasil. Assim, ao longo de todo esse processo, a ENERGISA
se manteve atenta e atualizando suas avaliações permanentemente, até encontrar uma forma
de voltar a competir.
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Impedida de apresentar uma proposta de compra do Grupo Rede, em função da exclusividade
concedida ao grupo concorrente até 30/06/2013, a ENERGISA teve como única estratégia
viável a proposição de uma alternativa aos credores, confrontando a proposta do grupo que
possuía exclusividade.
A ENERGISA ingressou nos autos (então em parceria com a COPEL), em 04/04/2013, para que
fosse assegurada sua participação, e de outros interessados, no processo de aquisição dos
ativos do Grupo Rede. Em 29/05/2013, a ENERGISA apresentou proposta firme, embora sujeita
a determinadas condições precedentes, para a aquisição dos ativos de distribuição do Grupo.
A primeira assembleia geral de credores se instalou em 05/06/2013 e as recuperandas naquela
oportunidade pediram, já na abertura dos trabalhos, a suspensão da reunião. A ENERGISA, que
garantira na véspera o direito de participar da assembleia, assumiu o compromisso de
readequar o formato da sua proposta para um idêntico àquele adotado por CPFL-Equatorial,
i.e., uma proposta pela aquisição do controle acionário do grupo e não mais pelos seus ativos.
Essa assembleia restou suspensa para análise dos planos pelos credores.
Entre a data da assembleia (05/06/2013) e a data da sua continuação (03/07/2013), a COPEL
desistiu de participar do processo, alegando que não teria tempo para concluir a diligência que
estava em curso. A ENERGISA assumiu, então, integralmente os compromissos contidos na
oferta.
Quando da retomada da assembleia, em 03/07/2013, já com a possibilidade de rescisão da
exclusividade de forma unilateral por qualquer das partes, uma vez que era válida apenas até
30/06/2013, a ENERGISA apresentou a sua oferta reformatada, a qual foi posteriormente
vertida em um plano de recuperação judicial simplificado, apto a ser votado pelos credores em
assembleia. O preço da alienação seria também de R$1,00. Porém, a ENERGISA se
comprometeu a investir até R$1,95 bilhão nas recuperandas, além de um montante de até R$
1,1 bilhão para atender ao Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões,
conforme exigido pela ANEEL.
Em 05/07/2013, numa sessão prévia a votação visando apreciar o plano de recuperação
judicial, a proposta da ENERGISA foi a escolhida para ser levada à votação por ter sido superior
e mais interessante para os credores e para as Recuperandas, em relação a proposta
submetida por CPFL-Equatorial. Prosseguindo então os trabalhos da Assembleia Geral de
Credores (“AGC”) os credores decidiram por colocar em otação o lano fundado na proposta
da Energisa, que obteve o seguinte resultado:
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
VOTAÇÃO POR CRÉDITO
CLASSE II
CLASSE III
Total
 SIM
 100%
 48,20%
 58,44%
 NÃO
 0,00%
 51,80%
 41,56%
 ABSTENÇÃO
 0,00%
 6,41%
 5,21%
VOTAÇÃO POR CREDOR
CLASSE II
CLASSE III
Total
 SIM
 100%
 47,06%
 47,83%
 NÃO
 0,00%
 52,94%
 52,17%
 ABSTENÇÃO
 0,00%
 12,82%
 12,66%
A votação resultou na rejeição do plano por determinados credores quirografários, os
chamados Bondholders, titulares de notas perpétuas emitidas pela Rede Energia, que votaram
com R$ 1,139 bilhões ou mais de 30% dos créditos presentes à assembleia (e cerca de 36% do
total dos créditos quirografários).
Apresentado o resultado ao Juízo pelo Administrador Judicial, as Recuperandas, a ENERGISA e
alguns credores pugnaram pela homologação do Plano na forma do art. 58, §1º, da Lei no
.
, o “cram down”. Os Bondholders pugnaram expressamente pela não aplicação do
dispositivo e pela apresentação de um novo plano.
Em 21/8/2013, o Ministério Público se manifestou favoravelmente à concessão da
Recuperação Judicial.
Em 09/09/2013 foi proferida decisão homologando o plano de recuperação judicial, pela via
ordinária (art. 58, caput, da Lei no 11.101/2005), uma vez que o Juiz, reconsiderando sua
decisão anterior, retirou o direito de voto do Bank of New York Mellon na qualidade de agente
fiduciário das notas perpétuas. Além disso, a decisão reconheceu a possibilidade de voto do FIFGTS 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.
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
A decisão menciona ainda que os créditos em moeda estrangeira devem ser apurados, para
efeito do cômputo do voto, pelo câmbio da véspera da primeira AGC (dia 4/6/2013) e
reconhece a inexistência de tratamento diferenciado aos credores e a impossibilidade de voto
da Liasa – Ligas de Alumínio S.A.
Com isso, o Juízo reconheceu que o Plano foi aprovado por 100% dos credores da classe II,
num total de R$ 712 milhões, e por 66,34% dos credores da classe III, num total de R$.2.081
milhões. A totalização final implica em 74,93% dos créditos favoráveis ao Plano, com o valor de
R$ 2.793 milhões.
A decisão foi publicada no dia 19/9/2013 e ainda está sujeita a eventuais recursos por parte
dos credores, das recuperandas e/ou do Ministério Público. A partir desta data os credores
terão 60 (sessenta) dias para se manifestarem quanto à forma de receber seus créditos.
Com a decisão favorável em primeira instância, processos relacionados a outras condições
precedentes para a aquisição do Grupo Rede começam a ser deflagrados, como submissão da
operação ao CADE e à ANEEL e a desoneração das ações de controle a serem transferidas à
ENERGISA, dentre outras.
Todo o esforço está sendo empreendido para que a transação possa ser concluída ainda neste
ano de 2013, pela urgência das concessões retornarem à normalidade. Entretanto, essa
efetivação não depende apenas dos esforços do Grupo Rede e da ENERGISA.
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
3.
Caracterização da Concessão
A Caiuá Distribuição de Energia SA – Caiuá é uma concessionária de distribuição de energia
elétrica cuja sede regional localiza-se em Presidente Prudente – SP. A concessão foi celebrada
pelo Governo Federal por intermédio da ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica com a
Caiuá atra és do “CON RATO DE CONCESSÃO Nº 13 /99 - ANEE ”, com encimento em 7 de
julho de 2015.
A Caiuá foi constituída em 2005 para receber a concessão anteriormente de titularidade da
Caiuá Serviços de Eletricidade SA. A atividade de distribuição originou-se na Companhia
Elétrica Caiuá e após a desverticalização do Setor Elétrico é que foi transferida para a Caiuá
Distribuição de Energia S.A.
A distribuidora possui uma área de concessão de 9.149 Km² e, é responsável por beneficiar
com
energia
elétrica
224.921
consumidores,
equivalente
a
uma
população
de
aproximadamente 530 mil habitantes, em 24 municípios da região de Presidente Prudente
(interior do Estado de São Paulo), distribuindo 79.783 MWh/ano.
A região da Caiuá está localizada junto à bacia hidrográfica do rio Paraná, tendo em seu
território várias sub-bacias de pequenos e médios córregos com papéis importantes em sua
configuração, pertencentes à bacia do rio Santo Anastácio; e pelo córrego da Onça e rio
Mandaguari, que pertencem à bacia do rio do Peixe. A região apresenta-se levemente
ondulada com ocorrência contínua de colinas, na grande maioria com divisores constituídos
por cursos d’água. O solo é classificado como arenito Bauru, com características agrícolas, o
que o torna apto a diversas culturas.
_____________________________________________________________________________
15
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
O clima da região é caracterizado como tropical chuvoso, com diminuição de chuvas no
inverno e temperatura média anual de 23,6°C, tendo invernos secos e frios (com ocorrências
de geadas leves em alguns poucos dias da estação) e verões chuvosos com temperaturas altas.
Os meses mais quentes, janeiro e fevereiro, têm temperatura média de 26°C, sendo a média
máxima de 31°C e a mínima de 21°C. E o mês mais frio, julho, possui média 20°C, sendo 26°C e
14°C a média máxima e mínima, respectivamente. Outono e primavera são estações de
transição. Durante o inverno já houve vários registros de tardes em que a temperatura sequer
ultrapassou a marca dos 12 °C, como em 18 de junho de 2002.
A precipitação média anual é de 1.256,5 mm, sendo julho o mês mais seco, quando ocorrem
apenas 33,8 mm. Em janeiro, o mês mais chuvoso, a média fica em 206,0 mm. Nos últimos
anos, entretanto, os dias quentes e secos durante o inverno têm sido cada vez mais
frequentes, não raro ultrapassando a marca dos 30°C, especialmente entre os meses de julho e
setembro. No mês de julho do ano de 2008, a precipitação de chuva não passou de zero. No
dia 26 de agosto de 2010, foi registrado pelo Instituto Climatempo 8% da umidade do ar,
sendo a mais baixa do país, menor até que a umidade média registrada no deserto do Saara na
África, que oscila entre 10% e 15%. Já as descargas atmosféricas ocorrem com índices médios
de 4,4 raios/km2 ao ano.
Com relação aos ventos, a região está inserida naquele que é conhecido como polígono dos
tornados da América do Sul, que abrange leste de Minas Gerais, centro, norte e oeste de São
Paulo, centro, norte e oeste de Paraná, sudeste de Mato Grosso do Sul, além de Paraguai e
Argentina.
_____________________________________________________________________________
16
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
A Caiuá distribui energia elétrica às diversas classes de consumidores de sua área de atuação,
na qual predominam as atividades econômicas de serviços, comércio, agropecuária,
frigoríficos, indústrias alimentícias e de beneficiamento de couro bovino.
O desenvolvimento da região está fortemente relacionado à posição geográfica e agricultura
local que proporciona a criação de gado e produtos agrícolas, favorecendo a instalação de
indústrias alimentícias e de beneficiamento de couro, além de vias de acesso que possibilitam
o escoamento da produção, como exemploa Rodovia Raposo Tavares.
Características da Área de Concessão
Seu sistema elétrico é composto por 8 pontos de suprimento, 22 subestações e 91
alimentadores de distribuição. As linhas que atendem as subestações são de tensões que
variam entre 34,5, 69, 88 e 138kV.
O crescimento do mercado é da ordem de 3,09% ao ano. A evolução da quantidade de clientes
pode ser observada no gráfico abaixo:
Para atendimento a estrutura de redes de distribuição e quantidade de clientes mencionados a
Caiuá conta com uma força de trabalho de 398 empregados próprios, 16 estagiários e 113
terceirizados.
_____________________________________________________________________________
17
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Os funcionários estão alocados no escritório em Presidente Prudente, onde funcionam as
áreas de gestão centralizadas da Caiuá, EDEVP, EEB, CNEE e CFLO, um prédio administrativo na
sede da empresa, também em Presidente Prudente, e em 9 Unidades de Serviços
descentralizadas, conforme figura abaixo:
As áreas centralizadas em Presidente Prudente são responsáveis pela gestão dos processos,
enquanto as Gerências Regionais focam o atendimento e demais atividades operacionais. Os
processos centralizados são: gestão de pessoas, gestão administrativa e financeira, segurança,
comunicação, processos regulatórios e ouvidoria, gestão de documentos, gestão de ativos,
mercado, grandes clientes e poder público, processos comerciais, gestão de obras, gestão da
manutenção, planejamento, gestão da operação do sistema, gestão de serviços operacionais,
gestão de perdas e medição, suprimentos (materiais e serviços), tecnologia da informação,
qualidade (sistema ISO) e gestão de processos. Outro processo centralizado é o faturamento,
porém fica centralizado em Bragança Paulista, assim como a contabilidade e o jurídico ficam
centralizados em São Paulo.
Além das áreas de gestão listadas acima, o “call center” da Caiuá fica localizado em Presidente
Prudente e é integrado ao atendimento da EDEVP, EEB, CNEE e CFLO. O COD fica localizado
também em Presidente Prudente, agregando a função de supervisionar e telecomandar as
subestações supervisionadas das distribuidoras, EDEVP, EEB e CNEE.
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18
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
A frota destinada ao atendimento das necessidades da concessão é composta de 92 veículos,
sendo 54 próprios (02 caminhões, 21 motos, 02 reboques, 04 utilitários leves, 23 utilitários
médios, 01 veículo leve e 01 veículo de representação) e 38 locados (26 utilitários leves e 12
veículos leves).
_____________________________________________________________________________
19
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
4.
Diagnóstico Atual da Concessão
Seção 4.01
Mercado
Cenário
A Caiuá possui uma área de concessão de 9.149 km² e atende a uma população de mais de 520
mil habitantes em 24 municípios da Alta Sorocabana e Alta Paulista. São eles: Adamantina,
Alfredo Marcondes, Álvares Machado, Caiabu, Caiuá, Emilianópolis, Indiana, Inúbia Paulista,
Lucélia, Martinópolis, Osvaldo Cruz, Parapuã, Piquerobi, Pracinha, Presidente Bernardes,
Presidente Epitácio, Presidente Prudente, Presidente Venceslau, Regente Feijó, Ribeirão dos
Índios, Sagres, Salmourão, Santo Anastácio e Santo Expedito. Atende a 225 mil de
consumidores1.
De acordo com o censo de 20102, a população atual da área de concessão da Caiuá é de
527.436 habitantes, tendo densidade demográfica média de 52,18 habitantes por quilômetro
quadrado.
Os 10 maiores municípios representam 91% do consumo cativo e 88% dos clientes da área de
concessão. O maior município é Presidente Prudente3, com 93.504 clientes (42%) e 535.279
MWh de consumo total (50,6%).
1
Base junho/2013
2
Censo IBGE 2010
3
http://www.caiua.com.br/sobre/nosso-mercado/
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20
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Ranking IDH Brasil por Município
Ranking
IDHM 2010
IDHM 2010
IDHM
Renda
2010
IDHM
Longevidade
2010
Adamant ina (SP)
67 º
0,790
0,772
0,857
0,702
Alf redo Marcondes (SP)
743 º
0,741
0,721
0,852
0,807
Álvares Machado (SP)
400 º
0,758
0,740
0,861
0,769
Caiabu (SP)
1052 º
0,729
0,719
0,824
0,762
Caiuá (SP)
1995 º
0,697
0,715
0,865
0,755
Emilianópolis (SP)
1107 º
0,727
0,715
0,865
0,755
Indiana (SP)
350 º
0,761
0,762
0,875
0,738
Inúbia Paulist a (SP)
383 º
0,759
0,720
0,838
0,739
Lucélia (SP)
508 º
0,752
0,717
0,866
0,768
Mart inópolis (SP)
1266 º
0,721
0,698
0,853
0,740
Osvaldo Cruz (SP)
335 º
0,762
0,717
0,866
0,768
Parapuã (SP)
850 º
0,737
0,704
0,839
0,748
Piquerobi (SP)
1574 º
0,711
0,676
0,837
0,738
Pracinha (SP)
2028 º
0,696
0,650
0,844
0,739
President e Bernardes (SP)
420 º
0,757
0,726
0,877
0,782
President e Epit ácio (SP)
551º
0,750
0,733
0,840
0,751
President e Prudent e (SP)
25 º
0,806
0,812
0,894
0,722
Municípios atendidos
CAIUÁ
IDHM
Educação
2010
President e Venceslau (SP)
320 º
0,763
0,780
0,871
0,782
Regent e Feijó (SP)
249 º
0,768
0,766
0,883
0,746
Ribeirão dos Índios (SP)
1266 º
0,721
0,698
0,853
0,740
Sagres (SP)
1021º
0,730
0,774
0,840
0,751
Salmourão (SP)
1331º
0,719
0,672
0,848
0,717
Sant o Anast ácio (SP)
488 º
0,753
0,743
0,869
0,746
Sant o Expedit o (SP)
965 º
0,732
0,705
0,845
0,719
Fonte: PNUD.
O Índice de Desenvolvimento Humano Municipal (IDHM)4 de Presidente Prudente é 0,806, em
2010. O município está situado na faixa de Desenvolvimento Humano Muito Alto (IDHM entre
0,8 e 1). Entre 2000 e 2010, a dimensão que mais cresceu em termos absolutos foi Educação
(com crescimento de 0,104), seguida por Longevidade e por Renda. Entre 1991 e 2000, a
dimensão que mais cresceu em termos absolutos foi Educação (com crescimento de 0,233),
seguida por Renda e por Longevidade.
Fonte: PNUD.
4O
IDH significa uma medida geral do desenvolvimento humano, sendo composto por três pilares: saúde, educação e renda.
_____________________________________________________________________________
21
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Principais Municípios Caiuá
2012
Principais Municípios
MWh
Nº Cons.
President e Prudent e
535.279
93.504
Adamant ina
69.445
15.087
Osvaldo Cruz
66.954
12.018
President e Epit ácio
64.892
17.399
President e Venceslau
62.775
15.786
Mart inópolis
38.086
9.812
Regent e Feijó
33.799
7.724
Álvares Machado
33.444
9.742
Sant o Anast ácio
31.666
8.144
Lucélia
30.355
7.100
966.695
196.316
Tot al
Fonte: Caiuá.
A renda per capita média mensal de Presidente Prudente cresceu 51,9% nas últimas duas
décadas, passando de R$711,20, em 1991 para R$954,44, em 2000 e R$1.080,22, em 2010. A
taxa média anual de crescimento foi de 34,2% no primeiro período e 13,2% no segundo. A
extrema pobreza (medida pela proporção de pessoas com renda domiciliar per capita inferior a
R$ 70,00, em reais de agosto de 2010) passou de 2,03% em 1991 para 1,83% em 2000 e para
0,85% em 2010.
Renda per capita por Município – Caiuá
_____________________________________________________________________________
22
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Municípios atendidos
CAIUÁ
Renda per capita Renda per capita Renda per capita
1991
2000
2010
Adamant ina (SP)
R$ 525,1
R$ 696,1
Alf redo Marcondes (SP)
R$ 378,5
R$ 443,3
R$ 975,4
R$ 558,4
Álvares Machado (SP)
R$ 345,7
R$ 514,4
R$ 672,0
Caiabu (SP)
R$ 199,8
R$ 329,6
R$ 559,1
Caiuá (SP)
R$ 180,1
R$ 288,3
R$ 500,5
Emilianópolis (SP)
R$ 249,4
R$ 373,4
R$ 584,8
Indiana (SP)
R$ 296,2
R$ 526,6
R$ 681,3
Inúbia Paulist a (SP)
R$ 292,1
R$ 400,6
R$ 576,9
Lucélia (SP)
R$ 363,2
R$ 514,9
R$ 743,2
Mart inópolis (SP)
R$ 443,1
R$ 458,5
R$ 636,0
Osvaldo Cruz (SP)
R$ 459,2
R$ 627,9
R$ 797,6
Parapuã (SP)
R$ 304,0
R$ 418,7
R$ 597,4
Piquerobi (SP)
R$ 280,5
R$ 420,3
R$ 514,5
Pracinha (SP)
R$ 173,4
R$ 239,6
R$ 480,6
President e Bernardes (SP)
R$ 439,7
R$ 505,7
R$ 695,3
President e Epit ácio (SP)
R$ 437,6
R$ 581,3
R$ 680,6
President e Prudent e (SP)
R$ 711,2
R$ 954,4
R$ 1.080,2
President e Venceslau (SP)
R$ 475,5
R$ 728,7
R$ 846,2
Regent e Feijó (SP)
R$ 402,5
R$ 586,9
R$ 774,1
Ribeirão dos Índios (SP)
R$ 265,3
R$ 284,6
R$ 489,9
Sagres (SP)
R$ 225,0
R$ 262,2
R$ 592,9
Salmourão (SP)
R$ 231,1
R$ 336,7
R$ 544,5
Sant o Anast ácio (SP)
R$ 393,1
R$ 521,8
R$ 726,3
Sant o Expedit o (SP)
R$ 292,2
R$ 406,5
R$ 497,6
Fonte: http://atlasbrasil.org.br/2013/.
A desigualdade diminuiu: o Índice de Gini5 passou de 0,57 em 1991 para 0,59 em 2000 e para
0,54 em 2010. Quando comparado com o Brasil, 0,53, o município de Presidente Prudente
possui uma desigualdade de renda superior aos dos brasileiros.
5
É um instrumento usado para medir o grau de concentração de renda. Ele aponta a diferença entre os rendimentos dos mais
pobres e dos mais ricos. Numericamente, varia de 0 a 1, sendo que 0 representa a situação de total igualdade, ou seja, todos têm
a mesma renda, e o valor 1 significa completa desigualdade de renda, ou seja, se uma só pessoa detém toda a renda do lugar.
_____________________________________________________________________________
23
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Índice de Gini por Município - Caiuá
Municípios atendidos
CAIUÁ
Índice de Gini
1991
Índice de Gini
2000
Índice de Gini
2010
Adamant ina (SP)
0,57
0,55
0,51
Alf redo Marcondes (SP)
0,55
0,53
0,36
Álvares Machado (SP)
0,49
0,53
0,46
Caiabu (SP)
0,40
0,41
0,37
Caiuá (SP)
0,49
0,48
0,45
Emilianópolis (SP)
0,43
0,76
0,38
Indiana (SP)
0,45
0,52
0,45
Inúbia Paulist a (SP)
0,39
0,45
0,37
Lucélia (SP)
0,52
0,53
0,46
Mart inópolis (SP)
0,59
0,54
0,45
Osvaldo Cruz (SP)
0,56
0,53
0,46
Parapuã (SP)
0,53
0,70
0,42
Piquerobi (SP)
0,54
0,54
0,42
Pracinha (SP)
0,31
0,38
0,38
President e Bernardes (SP)
0,58
0,53
0,46
President e Epit ácio (SP)
0,59
0,56
0,47
President e Prudent e (SP)
0,57
0,59
0,54
President e Venceslau (SP)
0,55
0,58
0,49
Regent e Feijó (SP)
0,47
0,54
0,46
Ribeirão dos Índios (SP)
0,58
0,42
0,38
Sagres (SP)
0,47
0,44
0,47
Salmourão (SP)
0,45
0,42
0,39
Sant o Anast ácio (SP)
0,58
0,54
0,52
Sant o Expedit o (SP)
0,51
0,51
0,41
Fonte: http://atlasbrasil.org.br/2013/.
A economia regional é baseada na produção agropecuária, com expressiva participação da
cana de açúcar e pecuária bovina. A pecuária local é reconhecida pela tradição na produção do
gado
nelore,
apresentando
laboratórios
de
melhoramentos
genéticos,
exposições
agropecuárias, produção de sementes especiais para pastagens, entre outros.
Na indústria extrativista, o segmento mais relevante é o de minerais não-metálicos,
responsáveis por 1,3% do total dos empregos regionais.
A indústria de transformação é basicamente agroindustrial e possui importante participação
dos segmentos de alimentos, biocombustíveis, couros e calçados.
O PIB dos municípios da Caiuá fechou o ano de 2010 em R$ 8,3 bilhões6, e respondendo por
0,7% do total da riqueza produzida7 no estado de São Paulo. De 2006 a 2010, o PIB a preços
correntes da área de concessão da Caiuá cresceu 10,6% a.a., contra 12,3% a.a. no Brasil, no
mesmo período.
6
Preços correntes
7
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.).
_____________________________________________________________________________
24
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
9
PIB Preços Correntes (R$ bilhões)
Caiuá
PIB Preços Correntes (R$ bilhões)
Brasil
4.000
8
3.500
7
3.000
6
2.500
5
2.000
4
1.500
3
2
1.000
1
500
-
2006
2007
2008
2009
2010
2006
2007
2008
2009
2010
Fonte: LCA.
PIB Preços Correntes
Crescimento (%)
Caiuá e Brasil
Caiuá
Brasil
18,0
16,0
14,0
12,0
10,0
8,0
6,0
4,0
2,0
2006
2007
2008
2009
Fonte: LCA.
Evolução do Mercado 2006 a 2012
O mercado cativo da Caiuá apresentou um crescimento médio de 2,9% a.a. entre 2006 e 2012.
A classe que mais se destacou foi a Comercial, com crescimento no mesmo período de 6,7%
a.a..
_____________________________________________________________________________
25
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Consumo Cativo Faturado Total - GWh
25,0
Cresc Acum
2006/2012
2,9%
1.050
Consumo Cativo Faturado Residencial - GWh
% Crescimento
1.100
450
% Crescimento
15,0
Cresc Acum
2006/2012
4,5%
400
20,0
13,0
350
1.000
15,0
11,0
300
5,9
10,0
6,2
900
200
4,9
4,6
5,0
2,4
0,1
150
7,0
2,6
100
-0,6
850
7,6
6,8
250
950
5,0
3,5
3,0
1,0
0,0
1,0
50
800
-5,0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Consumo Cativo Faturado Industrial - GWh
-1,0
2006
35,0
Cresc Acum
2006/2012
-4,8%
2007
2008
2010
2011
2012
% Crescimento
300
25,0
250
15,0
200
5,0
150
-5,0
100
-15,0
50
25,0
Cresc Acum
2006/2012
6,7%
20,0
13,8
6,8
150
2009
Consumo Cativo Faturado Comercial - GWh
% Crescimento
250
200
-
2012
-0,4
100
-0,6
-5,1
-5,5
15,0
7,9
7,2
8,0
4,1
50
-21,5
-25,0
2007
2008
2009
2010
2011
10,0
5,0
0,0
2006
9,0
-
2012
0,0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Fonte: Caiuá e SAMP ANEEL.
O consumo da classe residencial da Caiuá atingiu crescimento médio de 4,5% a.a. ao longo do
período de 2006-2012. A menor taxa deste período foi registrada no ano de 2008, porém foi
imediatamente compensada no ano seguinte, 2009.
A classe industrial foi a classe que teve pior performance, com variação negativa de 4,8% a.a.
no mesmo período, o que pode ser explicado por fatores da economia local destas cidades,
agravada pela migração de clientes para o Mercado Livre.
Em dezembro de 2012, a Caiuá possuía em sua carteira 5 clientes livres. Estes clientes
respondiam por 48 GWh, 4,3% do consumo total da Companhia.
O gráfico abaixo mostra o histórico de migração destes clientes para o Mercado Livre, em
número de consumidores:
_____________________________________________________________________________
26
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Número de Clientes Livres
4
IND
4
COM
2
1
2
1
1
0
2010
2011
2012
2013
Fonte: Caiuá e SAMP ANEEL.
Retirando-se do histórico o consumo dos clientes livres, observa-se que o crescimento do
mercado industrial da Caiuá passa de -4,8% a.a. no período de 2006 a 2012, para -0,05% a.a..
Procedendo-se da mesma maneira com o mercado comercial, a taxa de crescimento média
desta classe passa de 6,7% a.a. para 7,3 % a.a.. Para o consumo total da Caiuá, a taxa média de
crescimento neste período passa de 2,9% a.a. para 4,1% a.a., como se pode notar no gráfico
abaixo:
Crescimento (%)
Sem Efeito Migração
15,0
10,0
5,0
0,0
-5,0
Ind
-10,0
Com
Tot
-15,0
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Fonte: Caiuá.
Em 2012, a Caiuá apresentou um desempenho superior ao da Região Sudeste e ao Brasil, no
Mercado Total, pelos dados da EPE.
_____________________________________________________________________________
27
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA - TOTAL
(%) 2012 vs. 2011
CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA - RESIDENCIAL
(%) 2012 vs. 2011
7,6
4,9
5,1
3,5
2,0
EPE - Brasil
EPE - Sudeste
EPE - Brasil
CAIUÁ
CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA - INDUSTRIAL
(%) 2012 vs. 2011
3,8
EPE - Sudeste
CAIUÁ
CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA - COMERCIAL
(%) 2012 vs. 2011
8,0
7,8
(0,1)
(1,6)
7,0
-5,1
EPE - Brasil
EPE - Sudeste
CAIUÁ
EPE - Brasil
EPE - Sudeste
CAIUÁ
Fonte: EPE e SAMP ANEEL.
Os consumos residencial e comercial superaram tanto a média Brasil quanto a média da
Região Sudeste, encerrando 2012 com crescimento, de 7,6% e 8,0%, respectivamente. Na
classe industrial, o consumo da Caiuá registrou taxa abaixo da média Brasil e Regional.
Número de Consumidores
O número de consumidores da Caiuá cresceu em média 2,3% a.a. ao longo do período 20062012. Em relação aos consumidores residenciais, o crescimento geométrico no período foi de
1,8% a.a. Esta taxa foi influenciada pelos crescimentos mais amenos nos anos de 2006 a 2008 e
pela desaceleração do número de consumidores residenciais em 2011, com a retomada do
crescimento em 2012.
O número de consumidores industriais registrou taxas de crescimento bastante elevadas neste
período. Entretanto, a partir de 2010, é notória a desaceleração do ritmo de crescimento,
ainda assim, atingindo forte crescimento de 16,5% no ano de 2012, alcançando, desta
maneira, um crescimento médio de 19,5% a.a no período entre 2006 e 2012.
O número de consumidores comerciais, por sua vez, vinha reduzindo gradativamente a taxa de
crescimento desde 2007, até 2011-2012, quando as taxas de crescimento apresentaram leve
recuperação.
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28
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Número de Consumidores - Total
230.000
% Crescimento
5,0
225.000
Número de Consumidores - Residencial
185.000
4,5
215.000
4,0
3,1
210.000
205.000
2,4
2,2
200.000
1,9
3,5
3,0
2,5
4,5
Cresc Acum
2006/2012
1,8%
180.000
Cresc Acum
2006/2012
2,3%
220.000
175.000
4,0
3,5
2,8
170.000
2,5
2,1
2,0
195.000
1,5
190.000
185.000
1,0
180.000
0,5
175.000
0,0
% Crescimento
5,0
165.000
1,5
1,8
2,0
2,5
1,8
2,0
1,1
160.000
3,0
1,5
1,0
155.000
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Número de Consumidores - Industrial
8.000
2012
6.000
20,4
4.000
40,0
18.500
35,0
18.000
30,0
17.500
25,0
17.000
20,0
16.500
15,0
16.000
10,0
15.500
5,0
15.000
0,0
14.500
21,1
17,8
16,5
14,9
3.000
2.000
2007
2008
2009
2010
2011
Número de Consumidores - Comercial
19.000
26,7
5.000
0,0
2006
% Crescimento
45,0
Cresc Acum
2006/2012
19,5%
7.000
0,5
150.000
Cresc Acum
2006/2012
2,5%
2012
% Crescimento
6,0
5,0
4,0
4,0
2,7
2,5
2,1
1,8
1,9
3,0
2,0
1,0
1.000
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
0,0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Fonte: Caiuá e SAMP ANEEL.
Consumo Médio
O ligeiro 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.
De fato, o consumo total médio ficou praticamente estagnado no período de 2006-2012, com
crescimento quase nulo, 0,5% a.a..
O crescimento do consumo residencial médio atingiu patamar de 2,6% a.a., apresentando taxa
negativa em 2008. No industrial, o consumo médio registrou queda em todos os anos do
período de análise, encerrando o ano de 2012 com queda de 18,5%. O consumo médio
comercial atingiu crescimento médio de 4,1% a.a ao longo de 2006-2012.
O Consumo Residencial Médio da Caiuá fechou o ano de 2012 com 190 kWh/consumidor/mês,
acima dos 180 kWh/consumidor/mês da região Sudeste e dos 159 kWh/consumidor/mês do
Brasil. Estes resultados mostram que se trata de um consumo médio elevado, fruto da elevada
renda média, refletindo uma população de alto poder aquisitivo e bem equipada em termos de
eletrodomésticos nos domicílios.
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29
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
405
Cresc Acum
2006/2012
0,5%
CTM Mensal
CRM Mensal
% Crescimento
15,0
195
13,0
190
11,0
185
9,0
180
7,0
175
5,0
170
3,0
165
1,0
160
-1,0
155
-3,0
150
-5,0
145
390
2,5
385
1,8
-0,0
380
-1,7
-3,0
375
370
2007
2008
2009
2010
2011
CIM Mensal
2012
Cresc Acum
2006/2012
-20,3%
7.000
6.000
-7,0
4.000
-17,2
3.000
-19,8
-18,5
-21,6
2.000
0,6
-1,0
-3,0
2007
2008
2009
2010
2008
2009
2010
2011
5,0
1.000
2012
% Crescimento
20,0
Cresc Acum
2006/2012
4,1%
15,0
11,7
10,0
800
-15,0
600
-25,0
400
-35,0
200
-45,0
-
5,3
4,3
-35,2
2007
1,0
-0,5
CCM Mensal
1.200
2011
2012
5,0
3,0
1,7
3,7
5,0
2,1
1.000
2006
4,6
1.400
15,0
-5,0
4,9
4,7
2006
% Crescimento
25,0
8.000
5.000
11,0
9,0
7,0
3,9
2006
13,0
Cresc Acum
2006/2012
2,6%
400
395
% Crescimento
15,0
0,0
-2,1
-5,0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Fonte: Caiuá e SAMP ANEEL.
Seção 4.02
Regulatório
(a) Qualidade da Energia
Análise de evolução da Qualidade do Serviço
Para uma análise efetiva da evolução dos indicadores de continuidade e da situação atual da
distribuidora é importante revisitar aspectos associados à conformação e interoperabilidade
dos ativos elétricos e da estrutura de atendimento existente, como também determinados
aspectos da área de concessão que condicionam a prestação do serviço público de distribuição
de energia elétrica ao consumidor. Esse conjunto de informações é apresentado ao longo
desse Plano de Recuperação e contemplou questões como:
Região com clima tropical chuvoso;
Localizada no polígono dos tornados da América do Sul;
Relevo com existência contínua de colinas;
Malha elétrica bem distribuída com 8 pontos de suprimento, 22 subestações e 91
alimentadores de distribuição;
_____________________________________________________________________________
30
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Passivo de equipamentos contaminados com PCB;
Predominância de redes de distribuição com característica aérea nua na BT e MT;
Apenas 36% das subestações automatizadas;
Ausência de equipamentos de proteção e manobras nas redes de distribuição com
comunicação para monitoramento ou acionamento remoto; e
Restrições ambientais para realização de podas. Grande interferência da arborização na rede
de distribuição;
É o conhecimento dos parâmetros técnicos em conjunto com essas especificidades que
permite um maior entendimento da evolução da Qualidade do Serviço ao longo dos anos e
uma visão das questões a serem enfrentadas futuramente pelo planejamento e pela operação
dos sistemas de distribuição na região no atendimento das demandas regulatórias.
Para orientar as discussões desse Capítulo, o Plano de Recuperação se baseou em informações
passadas pelos Interventores, visitas técnicas às áreas de concessão, análise estatísticas dos
dados das distribuidoras para ocorrências emergenciais e levantamento das contribuições
encaminhadas para a ANEEL por ocasião dos processos de definição dos limites regulatórios
para a Qualidade do Serviço dos conjuntos elétricos.
Cumpre ressalvar nosso entendimento que um maior conhecimento futuro, de demais
aspectos que afetam os resultados da qualidade na região, a partir do aprofundamento nas
causas associadas aos desligamentos de energia, pode favorecer o alinhamento das estratégias
empresariais em prol da consecução dos objetivos pretendidos.
De modo a avaliar o comportamento dos indicadores de continuidade da Caiuá ao longo dos
últimos ciclos de revisões tarifárias, apresentam-se a seguir gráficos com os índices realizados
de DEC e FEC bem como os limites ANEEL desde o ano de início do 1CRTP (2005).
O gráfico a seguir apresenta os resultados e limites de DEC:
_____________________________________________________________________________
31
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Evolução do DEC na Caiuá: comparação entre realizado e limite regulatório
CAIUÁ
DEC
12
10,18
3 CRTP
2 CRTP
1 CRTP
10,16
10,14
10,02
10,02
10
9,61
9,54
9,12
8,96
8,59
8,27
8
7,82
6
4
6,75
7,21
8,05
7,30
6,98
5,93
6,48
7,20
7,69
2
0
2005
2006
2007
2008
2009
2010
DEC REALIZADO
2011
2012
2013
2014
2015
2016
DEC limite Homolog
A avaliação dos resultados do DEC praticado pela Caiuá, até o ano de 2012, permite identificar
que a distribuidora vem continuamente praticando valores inferiores aos limites regulatórios
estabelecidos pela ANEEL. Tem-se ainda, através de uma projeção informada pela empresa,
que o ano de 2013 também aponta para o atendimento do limite regulatório.
Portanto, é possível concluir que as questões operacionais relacionadas às eventuais
dificuldades no atendimento à área de concessão foram devidamente equacionadas, com a
empresa bem posicionada, em um patamar consideravelmente baixo em termos de DEC
realizado (inferior a 8 horas/ano).
Não obstante, nota-se que ao longo dos anos a margem de segurança entre os valores
realizados e seus respectivos limites (que sinaliza a condição adequada para a operação da
distribuidora, sem incorrer em transgressão significativa dos indicadores individuais), vem
reduzindo significativamente.
As taxas de decréscimo constantes na trajetória aplicada pelo Regulador (no 3CRTP de 4,43%
a.a., contra 0,47% a.a. e 3,05% a.a no 1CRTP e 2CRTP respectivamente) se mostram factíveis
para a área de concessão, embora os próximos anos tragam o desafio do ajuste da operação e
do planejamento frente a necessidade de garantir a melhoria continuada em face do
envelhecimento dos ativos.
O resultado do FEC também apresenta uma trajetória similar a do DEC. Tem-se aqui, da
mesma forma, uma margem de segurança do realizado em relação aos limites regulatórios,
que entretanto vem se reduzindo ao longo dos anos.
_____________________________________________________________________________
32
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Apresentamos esse gráfico com os resultados e limites de FEC da Caiuá:
Evolução do FEC na Caiuá: comparação entre realizado e limite regulatório
CAIUÁ
FEC
25
1 CRTP
2 CRTP
3 CRTP
21,50
19,71
20
17,82
16,03
14,81
15
13,11
11,39
10,46
10,20
10
5
6,78
7,92
9,01
7,90
5,66
6,96
7,16
7,47
8,22
2011
2012
2013
9,64
8,91
8,54
2015
2016
0
2005
2006
2007
2008
2009
2010
FEC REALIZADO
2014
FEC limite homolog.
No FEC a trajetória de limites regulatórios do período referente ao 3CRTP se apresenta com
uma taxa inferior à exigência estabelecida nos dois ciclos anteriores, como resultado do
modelo estatístico da ANEEL e da grande entrega já realizada nos períodos anteriores.
Observa-se uma taxa média de redução de 5,74% a.a. Importante destacar que, apesar desse
índice ser menos exigente do que os dois primeiros ciclos (9,32% a.a. e 10,93% a.a. para o
1CRTP e 2CRTP, respectivamente), tal fato não pode ser entendido como uma atenuação da
exigência de melhoria da qualidade do serviço prestado. Isso porque a Caiuá já observa a
exigência de limites regulatórios em um patamar relativamente baixo, é natural que a
acomodação da trajetória ocorra. O último ano do 3CRTP (2016) prevê o patamar de 8,54
interrupções.
Portanto, em termos da Qualidade do Serviço, pode-se observar que a distribuidora tem
alcançado bons resultados no atendimento à área de concessão e deve seguir melhorando
continuamente seus indicadores (até o padrão da rede), de forma a preservar a margem de
segurança em relação aos limites regulatórios.
Análise de evolução da Qualidade do Produto
O processo de análise da situação atual da Caiuá amplia-se aqui por meio dessa avaliação da
performance da empresa no quesito Qualidade do Produto, que é ofertado aos consumidores
de acordo com o estabelecido na Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST. O estudo, no entanto,
atem-se às condições relacionadas aos indicadores de conformidade de tensão (nível de
_____________________________________________________________________________
33
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
tensão em regime permanente) por meio da avaliação do DRPE e DRCE da distribuidora, bem
como, dos montantes pagos por violações dos limites de DRP e DRC dos consumidores, como
veremos mais à frente.
Nesse sentido, o universo da análise compreende o período iniciado em 2003 quando a ANEEL
passou a receber os dados das medições amostrais de tensão das distribuidoras brasileiras,
momento em que se propunha com esta ação o aperfeiçoamento das disposições relativas ao
controle dos níveis de tensão em regime permanente no sentido de reforçar a atuação
preventiva do regulamento, até o ano corrente.
Não cabendo neste momento detalhar a forma tampouco a metodologia do cálculo, o gráfico a
seguir ilustra o resultado dos indicadores DRPE e DRCE (realizado) da Caiuá ao longo do período
informado, contrastando com os limites regulatórios (DRCM e DRPM):
Resultados dos indicadores da Qualidade do Produto na Caiuá
CAIUÁ
DRPE e DRCE
6%
5,32%
5%
3,95%
4%
3,41%
2,90%
2,76%
3%
2%
1,71%
1,26%
1,63%
1,25%
1,19%
1%
0,57%
0,29%
0,21%
0,01%
0,01%
0,04%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,01%
0,02%
0%
2003
2004
2005
2006
2007
DRCE
2008
DRPE
2009
DRCM
2010
2011
2012
2013
DRPM
Observa-se que o DRPE da Caiuá retomou a partir de 2011 uma tendência de elevação,
inclusive com um resultado de violação do limite equivalente padrão (3%) no ano de 2012 e no
ano de 2013 (relativo aos dois primeiros trimestres do ano). O DRCE, no entanto, possui um
comportamento de atendimento dos limites padrões. Ambos devem ser devidamente
trabalhados na área de concessão, em busca da reversão da tendência verificada de violação.
(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,
_____________________________________________________________________________
34
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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
motivadas pela condição atual da Caiuá.
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
Depreende-se da tabela a seguir que, apesar do ano de 2012 apresentar uma elevação
superior a 60% em relação ao ano anterior, o comprometimento de Parcela B da distribuidora
com o pagamento de compensações aos seus consumidores ainda é baixo em termos setoriais
(0,43%), reflexo da margem de segurança existente.
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35
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Ranking do comprometimento da Parcela B com compensações
DISTRIBUIDORA
Compensação/
Parcela B
CELPA
CEMAT
CEB-DIS
CELTINS
CEEE-D
AES-SUL
CELPE
CEMIG-D
ELETROPAULO
ENERSUL
EEB
ELEKTRO
ESE
CELESC-DIS
EPB
COPEL-DIS
ENF
EMG
BANDEIRANTE
COSERN
CAIUÁ-D
CNEE
CPFL-Paulista
COELCE
CPFL- Piratininga
EBO
EDEVP
CFLO
9,51%
3,67%
3,00%
2,98%
2,70%
2,56%
1,37%
1,22%
1,11%
1,06%
1,01%
0,92%
0,72%
0,67%
0,61%
0,57%
0,56%
0,55%
0,51%
0,50%
0,43%
0,38%
0,38%
0,27%
0,24%
0,21%
0,17%
0,10%
Ordem
Posição
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
1º
2º
3º
4º
O ranking setorial foi construído considerando a Parcela B atual e as compensações pagas
pelas distribuidoras em 2012, para fins de orientação desse trabalho.
Se a empresa consegue manter seu realizado distante dos limites regulatórios, em termos de
indicadores coletivos, é sinal que em termos de indicadores individuais não são encontradas
dificuldades significativas em atender as Tabelas do PRODIST. O desafio para os próximos anos
é manter esse perfil de atendimento à medida que a margem de segurança vai se estreitando,
caso contrário, o comprometimento da Parcela B vai se tornando maior, afetando os
resultados da empresa.
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.
_____________________________________________________________________________
36
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Indicadores de conformidade de tensão
Como consequência dos índices de conformidade de tensão já aqui apresentados, tem-se um
dispêndio relativo às compensações individuais pagas aos consumidores - por força da violação
dos limites individuais de DRP e DRC, seja ela originada em processos amostrais ou por
solicitação dos próprios consumidores – muito pouco expressivo.
O gráfico a seguir ilustra essa situação.
Compensações por violações na Qualidade do Produto
CAIUÁ
R$ 5,00
R$ 4,50
R$ 4,00
R$ 3,50
R$ 3,00
R$ 2,50
4,503
R$ 2,00
R$ 1,50
R$ 1,00
R$ 0,50
0,426
0,802
R$ 2011
2012
2013
Valor de compensações (R$/mil)
Apesar do resultado de deterioração do indicador DRPE apresentado na análise dos indicadores
equivalentes, o mesmo cenário não é encontrado no comportamento dos montantes pagos
por violação dos limites de DRC e DRP. Dessa forma, o resultado sinaliza uma condição
favorável na área de concessão e não se mostra assim um problema para a empresa no
atendimento ao mercado consumidor.
Tal conclusão é reforçada pelo resultado do indicador DRCE (destacado anteriormente) que
apresenta um comportamento adequado e também através das análises que consideram a
performance de distribuidoras similares à Caiuá como forma de comparação. O gráfico a seguir
ilustra essa avaliação.
_____________________________________________________________________________
37
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Compensações por conformidade de tensão: comparativo setorial
Compensações por conformidade do nível de tensão (R$/mil)
R$ 45,00
39,99
R$ 40,00
R$ 35,00
27,85
R$ 30,00
R$ 25,00
19,89
R$ 20,00
R$ 15,00
R$ 10,00
R$ 5,00
4,50
2,40
5,14
4,59
0,31
0,43
0,00 0,00 0,00
R$ -
5,61
4,47
2011
CAIUÁ-D
EEB
2,42
3,22
1,46 0,45
2,91
0,80
6,99
0,64
2012
CNEE
EMG
ENF
CPFL Santa Cruz
CPFL Sul Paulista
0,16
2,14
2,71
0,01 0,11
2013
CPFL Leste Paulista
CPFL Mococa
CPFL Jaguari
Obtém-se na análise do gráfico anterior um comportamento de distribuidoras similares em
termos de pagamentos de compensações em montantes superiores ao que é atualmente
praticado pela Caiuá. Importante citar que as empresas adotadas como comparáveis à Caiuá
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
Caiuá deve ser inserida, tal quais as demais que não vivem este movimento de recuperação
judicial, nas discussões e variações que o regulamento poderá imputar com base nos
resultados da Audiência Pública 093/2013. Audiência esta que pode trazer alterações
expressivas para o cenário atual deste tema.
(c) Sanções Regulatórias
Em relação aos processos punitivos de caráter administrativo, a distribuidora possui:
(i)
Termos de Notificação anteriores à intervenção e sem decisão por parte das
Agências Reguladoras;
(ii)
Termos de Notificação emitidos durante o período de intervenção com caráter
orientativo e /ou determinativo como disposto no Despacho 1.493/2013; e
(iii)
Autos de Infração com exigibilidade suspensa.
Nas tabelas seguintes apresentamos os Autos de Infração e Termos de Notificação citados
acima.
_____________________________________________________________________________
38
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Autos de Infração - Caiuá
Auto de Infração
Penalidade Inicial
(R$)
Penalidade pós
Recurso (R$)
Inadimplência Encargos setoriais
085/2012
3.111.007,45
3.111.007,45
ANEEL
Indicadores de Continuidade
0385/2012-ARSESP
1.629,10
2.029,35
Agência Estadual
3
Teleatendimento
0360/2011 - ARSESP
37.972,95
37.972,95
Agência Estadual
4
Inconsistências no Preenchimento do RIT
015/2013-SFF
27.036,13
27.036,13
ANEEL
nº
Tema
1
2
Situação
Termos de Notificação – Caiuá
nº
Termo de Notificação
Tema
1
083/2003
2
077/2006
3
108/2007 - SFF
Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE
4
156/2011 – SFF
Fiscalização do Ativo Imobilizado em Serviço
5
2340/2012
6
036/20313
Fiscalização Racionamento – Encerramento
Relatório
de
Fiscalização
da
Recomposição
Tarifária
Extraordinária – RTE
Pesquisa e Desenvolvimento - P&D e Programa de Eficiência
Energética – EE
Relatório de Fiscalização Técnica Periódica (RF 0040/2013 ARSESP-SPE)
Dentre as sanções regulatórias impostas pela ANEEL à empresa, destaca-se o Auto de Infração
nº 085/2012 - que resultou em multa de R$ 3,1 milhões (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
A representatividade de perdas totais de energia no balanço energético da Caiuá é baixa e se
situa na ordem de 8% ao longo dos anos, conforme ilustrado abaixo.
_____________________________________________________________________________
39
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Destaca-se que a maior participação na composição das perdas de energia se dá pela
incidência da perda técnica. A perda técnica representa cerca de 80% das perdas totais.
As perdas não técnicas, por outro lado, se situam em patamar baixíssimo se comparado com o
vivenciado pelo setor de distribuição de energia elétrica.
No que tange a estrutura de combate às perdas não técnicas, destaca-se que há uma gerência
responsável pela gestão das ações e acompanhamento dos resultados, estando esta ligada à
superintendência comercial. A estrutura da gerencia é compartilhada entre as empresas da
Rede Sul (Bragantina, Caiuá, Força e Luz do Oeste, Nacional, Vale Paranapanema). Nesta
gerência há duas coordenações, sendo uma de Recuperação de Perda e outra de Medição.
Apesar do enorme esforço no combate as perdas por parte da Caiuá, a empresa ainda se
encontra em patamar de perda acima do estipulado pela ANEEL, como é ilustrado no gráfico
abaixo. O descasamento e sua consequência serão abordados em outros capítulos deste
documento.
Efetivamente a não cobertura dos custos com perdas de energia é um problema que agrava
uma concessão que não demonstra problemas de perdas elétricas , dado o baixíssimo patamar
de operação que se encontra. A situação que a empresa se encontra é sui generis: o alvo de
perdas regulatórias não promove a eficiência ou guarda razoabilidade econômica e técnica. O
patamar de perdas requerido é simplesmente inatingível com os meios que podem ser
acessados por concessões deste porte. E o pior é a evicção de receitas é permanente, ao fixar
um teto inatingível, retira capacidade financeira da concessão, criando um descasamento
entre a perda regulatória e a perda real de R$ 8 milhões até o final do ciclo tarifário atual. Esta
receita poderia estar sendo aplicado na modernização e investimentos mais rentáveis e
produtivos para a distribuidora.
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40
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Perda Real versus Perda Regulatória
8,6%
8,9%
8,0%
8,2%
8,1%
8,1%
8,1%
8,1%
7,3%
2009
2010
2011
2012
2013
7,6%
7,4%
8,1%
2008
Perda Global (Homologada)
Perda Real
Fonte: informações da própria distribuidora e ANEEL
(*) 2013 projetado
Por fim, dentre as principais atividades e processos relacionados ao combate a perdas, que
ensejarão esforço operacional para se buscar melhoria no patamar de perdas, de acordo com
as interações junto à equipe da Caiuá, destacamos:

Estabelecimento de uma área de inteligência em combate a perdas;

Melhorias no processo de inspeção;

Melhoria na gestão e conhecimento da taxa de reincidência;

Esforço relacionado à aferição e blindagem de medidores;

Melhoria no controle da taxa de falha de medidores;

Instalação de laboratório de medidores;

Esforço no que diz repeito ao investimento em perdas, especialmente troca de
medidores e inversões em ativos de rede; e

Obras de reforço e modernização de redes e SEs que possam ter impacto marginal nas
perdas técnicas.
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41
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
(e) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Consumidores
As Resoluções Normativas 365/09, 368/09 e 488/12 estabeleceram prazos para restituições de
antecipações para as obras executadas por consumidores utilizadas para o atendimento à
universalização. Sendo estes, em resumo:

Resolução Normativa 365/2009 - prazo de 26/06/2009, para restituição dos valores
antecipados pelos consumidores, para as obras executadas no período de 01/01/2004
a 31/12/2008;

Resolução Normativa 368/2009 - prazo de 31/12/2009, para restituição dos valores
das antecipações de obras executadas no período de 30/04/2003 a 11/11/2003;

Resolução Normativa 488/2012 - prazo de 20/10/2012, para restituição das
antecipações relacionadas às obras executadas no período de 01/01/2009 a
11/07/2011 e prazo limite da universalização da distribuidora para restituição das
antecipações para as obras executadas a partir de 12/07/2011 e obras com valores
acima de 03 (três) vezes o custo unitário do Programa Luz para Todos - PLPT.
Além do ressarcimento devido à incorporação de redes para atendimento à universalização, a
Resolução Normativa 250/2007, revogada pela Resolução Normativa 414/2010, estabeleceu os
procedimentos para fixação do encargo de responsabilidade da concessionária e para cálculo
da participação financeira do consumidor. O artigo 12 da referida Resolução estabeleceu que
em relação aos pedidos de aumento de carga ou de novas ligações, efetivados a partir da
publicação da Lei nº 10.762/2003, as distribuidoras deveriam realizar os respectivos acertos
financeiros e contábeis no prazo de 01 ano de sua publicação, ou seja, 13/02/2008.
Segundo valores apurados, relativos à 30/06/13, a distribuidora possui montante de R$ 458,4
mil para incorporação de redes e devolução aos consumidores dos valores antecipados no
âmbito do Programa de Universalização e R$ 3,4 milhões de restituições a serem realizadas
até o ano de 2015.
(f)
Nível Tarifário
O Contrato de Concessão nº 13/1999, que regula a exploração dos serviços públicos de
distribuição de energia elétrica na área de concessão da Caiuá, define a data de 10 de maio de
cada ano para a realização dos eventos tarifários. A terceira revisão tarifária periódica ocorreu
em maio de 2012. Em 2013 realizaram dois eventos tarifários, a revisão tarifária extraordinária
em janeiro e o próprio reajuste tarifário em maio passado.
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42
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
A Revisão Tarifária Periódica de 2012 da Caiuá foi deliberada na Reunião Pública Ordinária da
Diretoria da ANEEL realizada no dia 08/05/2012, cujo resultado representou, em média, um
reposicionamento das tarifas homologadas no ano anterior de 7,60%, sendo 7,56% referentes
ao Reposicionamento Tarifário – RT econômico e 2,11% relativos aos componentes financeiros
pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.288, de 08 de maio de 2012.
Com respaldo na Medida Provisória n° 579/2012, convertida na Lei n° 12.783, de 11 de janeiro
de 2013, as tarifas da Caiuá 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 13,59%. Onde 12,12%
foram referentes ao reajuste tarifário anual econômico. Os itens financeiros variaram 1,47%.
A seguir mostra a atual composição da tarifa média da Caiuá:
Composição Tarifa Média
30%
70%
Parcela B
Parcela A
Tarifa Média
Ressalta-se que não se encontram refletidos na composição da tarifa média os impostos ICMS
e PIS/COFINS.
Observa-se que a Parcela A responde pela maior parte da tarifa média. A seguir apresentamos
a composição da Parcela A da Caiuá.
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43
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Composição Parcela A
7%
83%
Transporte
Energia
Encargos
10%
Parcela A
Dentre as componentes da Parcela A, a maior representatividade é da compra de energia,
seguida pelos encargos setoriais.
No caso da compra de energia, a maior representatividade são de contratos bilaterais e de
energia regulada (CCEARs de energia velha e nova), que somam 78% da carteira, como
mostrado abaixo.
No transporte a maior parte (82%) é oriunda de custos atrelados à rede básica.
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Composição Transporte
Uso do sistema de
distribuição
Rede Básica
82%
Transporte de Itaipu
18%
Transporte
Em relação aos encargos setoriais, os destaques ficam por conta dos encargos de segurança do
sistema (ESS) e de energia de reserva (EER), que representam 33%, e por conta do Proinfa que
soma 34%. O ESS e EER estão diretamente atrelados ao despacho térmico de reserva e base e
pode variar ano a ano, dependendo das condições dos reservatórios das hidroelétricas.
Composição Encargos
14%
ONS
0%
34%
P&D e PEE
Proinfa
ESS/EER
33%
3%
16%
CDE
Taxa de Fiscalização
Encargos
Por fim, destaca-se a composição da Parcela B da Caiuá, onde a maior parte é formada pelos
custos operacionais. Ressalta-se que a capacidade de caixa regulatório (EBITDA regulatório)
representa 25% (14% de remuneração e 11% de reintegração).
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45
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Composição Parcela B
7%
11%
2%
14%
Anuidades AIS não
Elétrico
Reintegração
Remuneração
Receitas
Irrecuperáveis
Custos Operacionais
67%
Parcela B
Destaca-se, desde já, que a representatividade do EBITDA regulatório da Caiuá destoa
completamente da média das demais concessões, já indicando uma geração baixa de caixa
frente aos riscos e desafios da concessão. Esta geração baixa de caixa explica-se, em grande
parte, como veremos no tópico seguinte, pela baixa base de remuneração da empresa, que foi
afetada, principalmente, pela não reposição do investimento, gerando um estoque de ativos
totalmente depreciados.
3ª Revisão Tarifária Periódica
A terceira revisão tarifária da Caiuá, ocorrida em maio 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$ 79,98 milhões, como mostrado a seguir.
Custos Operacionais
Custos Operacionais
Receitas Irrecuperáveis - Encargos Setoriais
Demais Receitas Irrecuperáveis
Remuneração do Capital (RC)
Quota de Reintegração Regulatória (QRR)
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI)
Total
EBITDA Regulatório
R$ Mil
53.603
87
1.473
10.861
8.758
5.202
79.983
19.619
O fluxo de caixa regulatório (EBITDA Regulatório) homologado é de R$ 19,6 milhões, fluxo este
que visa remunerar o capital empregado e dar sustentabilidade a reposição e expansão dos
investimentos.
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46
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Como já destacado, o custo operacional é o item de maior representatividade da Parcela B. O
custo operacional regulatório homologado, de R$ 53,6 milhões, foi fruto da composição da
variação do produto e dos indicadores financeiros (IGP-M e IPCA), a seguir apresentados.
Vetores Custos Operacionais
Variação total do produto (∆ ) - CR
Variação anual do produto
Índice de Produtividade do OPEX
Variação IPCA
Variação IGPM
a 3CR
16,4%
3,9%
0,8%
24,2%
24,3%
O produto (km redes, unidades consumidoras e mercado) variou entre o 2º e 3º ciclo 16,4%, o
que representa uma variação anual de 3,9%. O IPCA e o IGP-M variaram, respectivamente,
24,2% e 24,3%. 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 EBB para o 3º ciclo.
Fator X
Fator Pd
Fator T
% aa
1,47%
0,00%
Quanto a Base de Remuneração, abaixo apresentada, mostra que 17% do valor novo de
reposição (VNR) é oriundo de ativo de terceiros (doações ou Obrigações Especiais – OE) e 21%
são ativos totalmente depreciados. O resultado é que 38% dos ativos da Caiuá não recebem
remuneração, tampouco depreciação. A Base de Remuneração Líquida (BRRl) representa 26%
do VNR.
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47
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Base de Remuneração
R$ Mil
Valor Novo de Reposição (VNR)
Obrigações Especiais (OE)
Bens totalmente depreciados (DEPR)
OE / VNR
DEPR / VNR
387.864
64.415
81.498
17%
21%
Base de Remuneração Bruta (BBRb)
Base de Remuneração Líquida (BBRl)
BRRl / VNR
238.198
101.373
26%
Remuneração do Capital
Taxa de Remuneração Efetiva (%)
11.226
11,1%
Reinteração do Capital
Taxa de Reintegração Efetiva (%)
9.456
4,0%
A taxa de reintegração (ou depreciação) homologada foi de 4,0%, enquanto que a taxa de
remuneração efetiva foi de 11,1%. 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 (11,1%)
explica-se pela remuneração de ativos oriundos de recursos da RGR (1,65% para investimentos
no PLPT e 3,62% para demais ativos).
(g) Compra de Energia
O suprimento de energia para a distribuidora é realizado por meio de CCEARs de Energia Nova
e Energia Existente, Cotas de Garantia Física, Quota de Itaipu, Quota do Proinfa e Contratos
Bilaterais.
Para os anos de 2013 e 2014, destaca-se o recebimento de CCEARs de energia nova oriundos
da Caiuá, que representaram acréscimo de 9,634 MWmed em 2013 e de 4,055 MWmed em
2014. Estas ações minimizaram a subcontratação vislumbrada para Caiuá para esses anos.
O preço médio atual de compra de energia da Caiuá é igual a R$ 129,89/MWh.
(h) P&D e PEE
Conforme determina a legislação específica, em particular a Lei nº 9.991, de 24 de julho de
2000, as empresas concessionárias de distribuição de energia elétrica devem aplicar um
percentual mínimo da receita operacional líquida (ROL) em projetos de Pesquisa e
Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica – P&D e em Programas de Eficiência
Energética - PEE, segundo regulamentos da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Conforme estabelecido no Manual do P&D o objetivo dos projetos é promover e viabilizar o
ciclo completo da cadeia da inovação, incentivando a associação de empresas em torno de
iniciativas que disponham de escala apropriada para desenvolver conhecimento e transformar
boas ideias, experimentos laboratoriais bem sucedidos e qualidade de modelos matemáticos
em resultados práticos que melhorem o desempenho das organizações e a vida das pessoas.
Os projetos de P&D regulados pela ANEEL são aqueles destinados à capacitação e ao
desenvolvimento tecnológico das empresas de energia elétrica, visando à geração de novos
processos ou produtos, ou o aprimoramento de suas características.
O objetivo do PEE, conforme disposto no Manual editado pela ANEEL, é promover o uso
eficiente e racional de energia elétrica em todos os setores da economia por meio de projetos
que demonstrem a importância e a viabilidade econômica de ações de combate ao desperdício
e de melhoria da eficiência energética de equipamentos, processos e usos finais de energia.
Para isso, busca-se maximizar os benefícios públicos da energia economizada e da demanda
evitada no âmbito desses programas. A proposta institucional é, portanto, a transformação do
mercado de energia elétrica, estimulando o desenvolvimento de novas tecnologias e a criação
de hábitos e práticas racionais de uso da energia elétrica.
Ambos os programas devem ser gerenciados pela empresa, por meio de uma estrutura própria
e de gestão tecnológica.
As obrigações legais de investimento em projetos de P&D e programas de Eficiência Energética
são constituídas a partir do reconhecimento contábil, pelas concessionárias de distribuição de
energia elétrica, dos itens que compõem a Receita Operacional Líquida - ROL, conforme
disposto no disposto no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE, instituído pela
Resolução ANEEL nº 444, de 26 de outubro de 2001, e alterações posteriores.
Conforme informações de conhecimento da ANEEL, a empresa Caiuá 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
SALDO EM JUNHO/2013
PEE
EMPRESA
SALDO c/
SELIC
CAIUÁ
6.078,74
SALDO s/ SELIC
3.481,50
P&D
LIMITE
2.477,31
SALDO c/
SELIC
3.533,46
SALDO s/
SELIC
1.977,33
LIMITE
991,35
Valores em Reais/mil
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
A empresa que acumular, em 31 de dezembro de cada ano, na Conta Contábil de P&D
montante superior ao investimento obrigatório dos 24 meses, incluindo o mês de apuração,
estará sujeita às penalidades previstas na Resolução Normativa nº 63 de 12 de maio de 2004.
Da mesma forma, a distribuidora que acumular, em 31 de dezembro de cada ano, na Conta
Contábil de Eficiência Energética, montante superior ao investimento obrigatório dos últimos
24 meses, incluindo o mês de apuração, estará também sujeita às penalidades previstas na
Resolução Normativa nº 63/2004.
(i)
Ativo Imobilizado após o 3º ciclo de Revisão
Os investimentos da Caiuá Distribuição de Energia S/A adicionados ao Ativo Imobilizado em
Serviço (AIS) após a data de corte do 3º ciclo de revisão tarifária até o mês de junho de 2013
totalizaram R$ 27,2 Milhões, sendo R$21,9 Milhões ou 80,6% investidos em Ativos Elétricos e
R$5,3 Milhões ou 19,4% investidos em Ativos Não Elétricos.
Investimentos adicionados ao AIS
após data de corte 3º CRTP
Investimentos adicionados ao AIS
após data de corte 3º CRTP
27.289,0
21.987,0
19,4%
80,6%
5.302,0
Total Adição AIS
Elétricos
Não Elétricos
Elétricos
Não Elétricos
Dos investimentos em Ativos Elétricos, R$ 20,6 milhões ou 94% foram realizados com Recursos
Próprios e R$ 1,3 milhões ou 6,0% foram realizados com Recursos de Terceiros. Da origem dos
Recursos de Terceiros, R$ 0,49 milhões ou 37,8% tiveram origem na Participação Financeira do
Consumidor e R$0,81 milhões ou 62,2% tiveram origem em Demais Participações.
Investimentos Elétricos adicionados ao AIS
após data de corte 3º CRTP
21.987,0
Investimentos Elétricos adicionados ao AIS
após data de corte 3º CRTP
20.676,0
6,0%
94,0%
1.311,0
Elétricos
Elétricos
Recursos Próprios
Recursos Próprios
Recursos Terceiros
Recursos Terceiros
Recursos Próprios
Recursos Terceiros
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Do montante de investimentos em Ativos Elétricos, R$ 14,9 milhões ou 68% foram investidos
em Redes de Distribuição de Média Tensão, R$ 4,7 milhões ou 22% foram investidos em SE de
Alta Tensão (69Kv). Os outros investimentos em Ativos Elétricos montam R$ 2,3 milhões ou
10% e foram direcionados para, SE de Média Tensão, Subestações de Alta Tensão (138 Kv), e
aquisição de demais equipamentos elétricos.
Investimentos Elétricos adicionados ao AIS
após data de corte 3º CRTP
14.928,0
Redes MT (25 kV a 44 kV)
SE MT (primário 30 kV a 44 kV)
SE AT (primário de 69 kV)
4.715,0
SE AT (primário 88 kV a 138 kV)
Demais Máq. e Equip.
959,0
649,0
736,0
1
Investimentos Elétricos adicionados ao AIS
após data de corte 3º CRTP
3% 3%
Redes MT (25 kV a 44 kV)
22%
SE MT (primário 30 kV a 44 kV)
SE AT (primário de 69 kV)
4%
SE AT (primário 88 kV a 138 kV)
68%
Demais Máq. e Equip.
Fonte: RIT – Relatório de Informações Trimestrais
(j)
Renovação das Concessões
Conforme Contrato de Concessão de Distribuição de Energia Elétrica nº 13/1999, assinado em
03 de fevereiro de 1999, o prazo de concessão da Caiuá Serviços de Eletricidade S.A. se encerra
em 07 de julho de 2015. Em atendimento ao disposto na Lei n.º 12.783 de 2013, na qual se
converteu a Medida Provisória nº 579 de 2012, o grupo Rede solicitou a renovação da
concessão da Caiuá pelo prazo de 30 (trinta) anos.
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Seção 4.03
Jurídico
(a) Contingências Cíveis, Trabalhistas e Fiscais
Contingências Cíveis e Trabalhistas
Avaliando os relatórios de ações judiciais (informação principal considerada) e demais
documentos disponibilizados pela Caiuá alcançamos valores de provisão para contingências
trabalhistas e cíveis8, de perda provável, de cerca de R$ 7,1 milhões e R$ 700 mil,
respectivamente.
Os referidos documentos apontam, ainda, contingências de perda possível nos valores de R$
3,5, milhões para ações judiciais trabalhistas e R$ 1,4 milhão para ações cíveis.
A análise detalhada das ações judiciais da Caiuá e as visitas técnicas realizadas sugerem um
ajuste adicional nas provisões.
Segundo as informações disponibilizadas pela Caiuá, existem ações trabalhistas não
provisionadas sobre, horas extras, indenização por acidente de trabalho, responsabilidade
subsidiária decorrente de ações movidas por empregados terceirizados; e pagamento de
adicional de periculosidade.
Na área cível foram verificadas ações judiciais pleiteando indenizações por acidentes elétricos
e ressarcimento de investimento em expansão de rede (parcela judicial) sem provisão ou com
provisionamento insuficiente.
Diversas ações judiciais cíveis e trabalhistas são classificadas pela empresa como de perda
meramente possível ou remota – logo, não são constituídas provisões-, ainda que essas ações
tenham matéria idêntica a de outras ações com reiteradas sentenças condenatórias. Ademais,
foram encontradas ações judiciais com sentença condenatória, em fase de execução ou
mesmo com depósitos judiciais também sem o devido provisionamento.
É certo que a jurisprudência de nossos Tribunais e a comparação com outras ações da própria
Caiuá permitem dizer, com elevado grau de certeza, que é provável a saída de recursos para a
liquidação desses pedidos judiciais (a chance de ocorrer a perda é maior que a chance de não
ocorrer a perda).
8
Excluídas contingências regulatórias.
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52
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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
Caiuá.
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 Caiuá, bem como em informações e documentos levantados por meio de
pesquisa independente, estimou a necessidade de provisões totais de R$ 7,6 milhões de
provisões trabalhistas, e R$ 1,4 milhão de provisões cíveis, ou seja, acima dos valores
provisionados atualmente.
No âmbito da troca indireta do controle acionário da Caiuá para a Energisa, estamos
considerando que estas provisões serão ajustadas ainda sob a gestão dos interventores.
Contingências Fiscais
Os relatórios de ações judiciais disponibilizados pela Caiuá indicam que não há qualquer valor
provisionado para contingências fiscais, ainda que apontem uma contingência de perda
possível no valor aproximado de R$ 34 milhões.
A auditoria jurídica independente realizada por Stocche Forbes Padis Filizzola Clapis
Advogados, a pedido do Grupo Energisa, com base nos relatórios e demais informações
disponibilizadas pela Caiuá, bem como em informações e documentos levantados por meio de
pesquisa independente, revelou, entretanto, diversos processos administrativos e autos de
infração fiscais para exigência de tributos federias e Imposto sobre Circulação de Mercadorias
e Serviços – ICMS não recolhido, bem como a existência de débitos em aberto perante a
Receita Federal e perante a Fazenda Pública do Estado de São Paulo, que, apesar de ainda não
serem objeto de discussão administrativa ou judicial, já representam um passivo fiscal para a
empresa.
A maior parte dessas pendências está incluída em programas de parcelamento, pelo que não
foram consideradas para provisionamento, restando, no entanto, um saldo a provisionar de R$
300 mil para a cobertura dessas perdas fiscais.
No âmbito da troca indireta do controle acionário da Caiuá para a Energisa, estamos
considerando que estas provisões serão ajustadas ainda sob a gestão dos interventores.
Em resumo, consideradas as questões acima apresentadas, e de acordo com as
recomendações da auditoria independente realizada por Stocche Forbes Padis Filizzola Clapis
_____________________________________________________________________________
53
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Advogados, os ajustes necessários às provisões cíveis, trabalhistas e fiscais são os seguintes
(em R$ milhões):
Provisão Atual - Trabalhista
Provisão Adicional
Total Trabalhista
R$ 7,1
R$ 0,5
R$ 7,6
Provisão Atual - Cível
Provisão Adicional
Total Cível*
R$ 0,7
R$ 0,7
R$ 1,4
Provisão Atual - Fiscal
Provisão Adicional
Total Fiscal
0,0
R$ 0,3
R$ 0,3
Total Geral
R$ 9,3
* Excluídas contingências regulatórias.
Seção 4.04
Operacional
(a) Caracterização do Ativo
O sistema de distribuição da Caiuá é composto de 22 subestações em 138, 88, 69 e 34,5 kV,
além de redes de distribuição em 13,8kV e 11,4kV.
A Caiuá possui oito pontos de suprimento: Osvaldo Cruz, Eneida, Presidente Prudente IV,
Presidente Prudente V e Presidente Venceslau em 138kV, Presidente Prudente I e Martinópolis
em 88kV, e Florida Paulista em 69kV,conforme pode-se notar na figura abaixo.
_____________________________________________________________________________
54
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Apresenta-se nos gráficos a seguir a evolução dos ativos da Caiuá:
_____________________________________________________________________________
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
As subestações possuem características variadas, com pórticos de concreto, ferro e treliça.
Não há controle da idade dos equipamentos. Os transformadores mais novos foram adquiridos
com regulação interna.
A Caiuá possui uma subestação móvel que atende a EDEVP, EEB e CNEE em casos de
necessidade, esta subestação fica sediada em Presidente Prudente. As características desta
subestação são: transformador móvel de 12,5 MVA, e possibilidades de ligação em 69 e 34,5kV
na AT e 13,8 e 11,4kV na BT.
A Caiuá possui seis transformadores que apresentaram carregamento superior a 90% em 2013.
Nas subestações P1 o transformador de força 25MVA 88/11 apresentou carregamento de 92%
em março, Presidente Venceslau o transformador de força 60MVA 138/88 apresentou
carregamento de 96% em março, Regente Feijó o transformador de força 6,25MVA 33/11
apresentou carregamento de 91% em maio, Santo Anastácio o transformador de força 25MVA
88/33 apresentou carregamento de 100% em março, o transformador de força 5MVA 33/11
apresentou carregamento de 92% em maio e o outro transformador de força 5MVA 33/11
apresentou carregamento de 92% também em maio.
Existe ainda um passivo de equipamentos contaminado com PCB – Askarel, conforme tabela
abaixo:
_____________________________________________________________________________
56
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Concessionária
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Caiuá
Subestação
Identificação do Tipo de
Equipamento
Identificação do Equipamento
(Nº de Série)
Tensão
(kV)
Potência
(MVAr)
Volume
de Óleo Em Operação
por
ou
Unidade Armazenado
(L)
15.700 Em operação
Reserva ou
Principal
Santo Anastácio
Transformador de Força
24681
88/34,5
20/25
Presidente Bernardes
Transformador de Força
B-8911
34,5/11,4
5/6,25
3.370
Em operação
Principal
Álvares Machado
Transformador de Força
26628
34,5/11,4
5/6,25
4.160
Em operação
Principal
Adamantina
Transformador de Força
31794
69/13,8
5/6,25
5.500
Em operação
Reserva
Regente Feijó
Transformador de Força
19545
34,5/11,4
5/6,25
4.050
Em operação
Reserva
Presidente Prudente-5
Transformador de Força
B-8495
34,5/11,4
0,5
1.416
Em operação
Reserva
Presidente Bernardes
Regulador de Tensão Trifásico
19387
11,4
7,5/9,4
3.400
Em operação
Principal
2.335
Em operação
Reserva
13.900 Em operação
Principal
Piquerobi
Transformador de Força
48150
34,5/11,4
1
Presidente Epitácio
Transformador de Força
17376
88/34,5
15
Principal
Inúbia Paulista
Transformador de Força
12537 (18812)
33/11
1
1.400
Em operação
Presidente Prudente-1
Transformador de Força
18811
33/11
1
1.400
Em operação
Reserva
Reserva
Eneida
Transformador de Força
501034
138/13,8
5
7.760
Em operação
Principal
Lucélia
Transformador de Força
57731
88/13,8
7,5/9,375
6.800
Em operação
Principal
Osvaldo Cruz
Transformador de Força
26629
34,5/13,8
5/6,25
4.160
Em operação
Principal
Presidente Prudente 4
Regulador de Tensão Trifásico
G-179861
11,4
20/26,67
6.056
Em operação
Principal
Indiana
Transformador de Força
18809
34,5/11,4
2
2.150
Em operação
Principal
Adamantina
Transformador de Força
SP-15131
69/13,8
15/20
19.300 Em operação
Principal
Santo Anastácio
Transformador de Força
47259
34,5/11,4
5
3.200
Em operação
Principal
Álvares Machado
Transformador de Força
17377
34,5/11,4
10
5.930
Em operação
Principal
Eneida
Regulador de Tensão Trifásico
77371
13,8
10
3.980
Em operação
Principal
Osvaldo Cruz
Transformador de Força
5100421
69/13,8
10/12,5
10.140 Em operação
Principal
Santo Anastácio
Transformador de Força
34043
34,5/11,4
5
3.200
Em operação
Presidente Epitácio
Transformador de Força
31149
34,5/11,4
10/13,3
6.800
Em operação
Reserva
Regente Feijó
Transformador de Força
24-005
34,5/11,4
2,5
2.000
Em operação
Principal
Piquerobi
Transformador de Força
99614
34,5/13,8
2
3.490
Em operação
Principal
Santo Anastácio
Almoxarifado Presidente
Prudente
Almoxarifado Presidente
Prudente
Transformador de Aterramento
34793
11,4
1
976
Em operação
Principal
Capacitores
Vários (109 Peças)
6,6 / 7,96
Várias
Armazenado
Desativado
Transformador de distribuição
Sem Código (01 Peça)
Armazenado
Desativado
11,4 / 0,127- 0,03 (30
0,220
kVA)
Principal
Para atendimento a Resolução Nº 313 CONAMA, os resíduos mencionados na tabela acima
devem ser inventariados e programados para descarte.
As linhas de distribuição de alta tensão, independente de sua classe de tensão, são bem
conservadas, restando apenas a grande influencia da vegetação como observação. As
características construtivas destas linhas mescla a utilização de postes de concreto com torres
metálicas. 83 torres metálicas estão passando por processo de recuperação de ferragens
oxidadas.
A característica predominante das redes de distribuição é aérea nua na média tensão, assim
como na baixa tensão, favorecendo a interferência de agentes externos como animais e
vegetação.
Tanto o sistema de média quanto as redes de baixa tensão possuem evolução satisfatória na
aplicação de redes protegidas e multiplexadas, mas não há nenhum programa que contemple
a substituição das redes convencionais, como forma de conter a interferência externa. A rede
de baixa tensão nua possui espaçadores instalados quase que em sua totalidade.
O nível de automação dos equipamentos instalados em subestação, linhas e redes é baixo,
dificultando manobras e restabelecimentos quando envolvidos em ocorrências.
_____________________________________________________________________________
57
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
A Caiuá atende ainda a 25km de Linhas de Distribuição particulares em 138kV, 15km em 69kV,
além de 700km redes de distribuição também particulares com 3.182 transformadores.
(b) Caracterização da Operação
A Caiuá tem apenas 36% das suas subestações automatizadas e não possui equipamentos de
proteção e manobra na sua rede de distribuição com comunicação para monitoramento ou
acionamento remoto.
Com a responsabilidade de operar o sistema de distribuição, a empresa possui uma gerência
de operação estruturada de acordo com o organograma a seguir:
Organograma da Área de Operação
Gerência de Operação do
Sistema
Coordenação de Operação
do Sistema
Coordenação de
Planejamento da Operação
Coordenação de Proteção
Ressalta-se que as empresas Caiuá, Companhia Nacional de Energia Elétrica (CNEE), Empresa
de Distribuição de Energia do Vale do Paranapanema (EDEVP), Empresa Elétrica Bragantina
(EEB) e Companhia Força e Luz do Oeste (CFLO), fazem parte do grupo de empresas chamado
REDESUL, sendo que a estrutura apresentada na figura anterior, apesar de estar localizada
fisicamente na sede da Caiuá em Presidente Prudente, presta serviços às demais empresas do
grupo, com as seguintes atribuições:

Padronizar os processos relacionados a operação do sistema elétrico;

Análise e liberação de desligamentos programados;

Realizar tratativas operacionais para intervenção no sistema de transmissão de
energia, conforme acordos operativos;

Apuração e Validação dos indicadores técnicos de continuidade para envio à
ANEEL;

Elaboração do RMO – Relatório Mensal da Operação;
_____________________________________________________________________________
58
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

Analisar a taxa de falha das RD´s e componentes do sistema para direcionamento
da manutenção;

Analisar as falhas ocorridas no sistema elétrico, avaliando as ações
necessárias
para eliminar ou reduzir as anomalias ocorridas - RAP;

Participar do planejamento das ações necessárias para a obtenção de melhorias e
expansão do sistema de distribuição, com base nos indicadores de qualidade,
confiabilidade e atendimento;

Participar da análise técnica de pedidos de ressarcimentos de danos em
equipamentos elétricos;

Elaboração de relatórios de desligamentos e de indicadores técnicos de
continuidade (DEC, FEC, DIC, FIC e DMIC), com vias a subsidiar as respostas ao
Órgão Regulador, Poder Publico, Grandes Clientes e DAC.

Apuração e gestão da MUST contratada nos pontos de conexão, junto ao ONS;

Elaborar e atualizar os planos de contingência operativa para LT´s e S/E´s, afim de
atender o PRODIST;

Elaborar estudos de seletividade dos equipamentos de proteção do sistema em
LD´s, SE´s e RD´s (relês, fusíveis e outros), visando definir os parâmetros de ajustes;

Analisar e aprovar os projetos de proteção de instalações novas e existentes, dos
acessantes de geração e consumidores livres e cativos;

Elaborar e atualizar as normas internas de execução de obras no tange aos
aspectos de proteção do sistema de distribuição;

Elaborar e validar o Esquema de Rejeição de Carga por subfrequência (ERAC) junto
ao ONS;

Estudos
de
fluxo
de
potência
(ANAREDE)
e
curto-circuito
(ANAFAS/OnLiner/DistriViewer);

Elaboração de relatório de nível de curto para estudo de proteção de cabines
primárias.
Muito embora exista uma única gerência de operação do sistema para todas as empresas do
grupo, as equipes de campo que realizam os serviços de atendimento emergencial e ordens de
_____________________________________________________________________________
59
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
serviço comerciais estão ligadas a outras gerências em cada uma das empresas participantes
do REDESUL, em uma estrutura regionalizada, dessa forma, tem-se dupla governança, pois a
gerência de operação do sistema funciona de forma centralizada enquanto que as equipes de
campo funcionam de forma regionalizada com subordinação hierárquica local.
O Centro de Operação da Distribuição está localizado em Presidente Prudente, possuindo
seguinte composição:

2 operadores, em turnos de 6 horas;

1 líder de COD;

6 terminais de operação
Centro de Operação da Distribuição da Caiuá
Embora exista apenas um centro de operação, a gestão dos serviços técnicos e comerciais é
realizada de forma separada, existindo uma equipe específica para esse fim ligada à gerência
de Serviços Técnicos e Comerciais.
Sistemas Computacionais
Vários sistemas computacionais são utilizados, para visualização geo-referenciada da rede
elétrica utiliza-se o software EU-Viewer da ELUCID, conforme figura a seguir.
_____________________________________________________________________________
60
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Tela do Software EU-Viewer
Para gestão de serviços de equipes de campo utiliza o software Gestão de Serviços, conforme
figura a seguir.
Tela do Software de Gestão de Serviços
Telecomunicações
A empresa conta com sistema de comunicação via rádio VHF e telefone celular com as equipes
de campo, no entanto existem na área de concessão algumas zonas de sombra. Conta ainda
com um sistema de mobilidade para despacho de serviços de campo (Sistema EMS) por meio
_____________________________________________________________________________
61
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
de dispositivos móveis, utilizado apenas para as ordens de serviço comerciais conforme figura
a seguir.
Sistema de Despacho de Equipes de Campo por Dispositivos Móveis
Apesar de permitir o despacho de ordens de serviço para as equipes de campo via dispositivo
móvel, o sistema apresenta algumas limitações, pois não permite visualizar a localização das
equipes na base eletrogeográfica, além disso, verifica-se que a empresa não dispõe de controle
formal da produtividade das equipes de campo.
Estrutura de Atendimento
A empresa possui apenas equipes de campo próprias, que realizam atendimento emergencial
e de ordens de serviço comerciais, embora como já relatado, os dois tipos de serviços são
despachados e gerenciados de forma isolada.
A tabela a seguir apresenta a quantidade de equipes disponíveis nas condições especificadas:
_____________________________________________________________________________
62
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Quantidades
Caiuá
Mínimo
13
Médio
40
Máximo
62
Excepcional
66
Onde:

Estrutura mínima: Quantidade de equipes disponíveis em escala para pronto
atendimento no período matutino dos finais de semana e feriados;

Estrutura média: Estrutura disponível para pronto atendimento observada no período
matutino dos dias comerciais da semana;

Estrutura máxima: Estrutura disponível de pronto atendimento observada no período
vespertino dos dias comerciais da semana juntamente com estrutura de equipes de
manutenção leve e pesada de redes e linhas, equipes de manutenção de SE e linha
viva;

Estrutura excepcional: Composta também pela inclusão da estrutura de técnicos e
equipes de serviços comerciais que ajudam nos atendimentos e na recomposição do
sistema elétrico.
A força de campo total disponível para atendimento emergencial e de ordens de serviço
comerciais está descrita na tabela a seguir:
Força de Campo Total - Caiuá
Empresa
Caiuá
Equipes por Escala
A
B
C
D
Total
4
16
18
4
42
Utilitários Utilitários
Eletricistas
Leves
Médios
23
21
117
Onde:
ESCALA TRAB. x FOLGA
COBERTURA
A
4x1
7 dias da semana (24h)
B
6x3
7 dias da semana
C
5x2
5 dias da semana
D
6x3
7 dias da semana
A empresa possui equipes de atendimento emergencial nas seguintes cidades:
_____________________________________________________________________________
63
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

Presidente Epitácio – 4 equipes

Presidente Venceslau – 3 equipes

Santo Anastácio – 2 equipes

Presidente Bernardes – 1 equipe

Álvares Machado – 1 equipe

Presidente Prudente – 12 equipes

Regente Feijó – 1 equipe

Martinópolis – 3 equipes

Adamantina – 3 equipes

Lucélia – 1 equipe

Osvaldo Cruz – 3 equipes

Parapuã – 1 equipe
Segue diagrama com a localização das equipes de campo na área de concessão.
Localização das equipes de campo
_____________________________________________________________________________
64
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Evolução do TMA e Número de Ocorrências
A empresa apresentou no período de 2010 a 2012 a seguinte evolução do Tempo Médio de
Atendimento em minutos.
TMA Caiuá (2010 – 2012)
Caiuá
160
140
145
141
2011
2012
129
120
100
80
60
40
20
0
2010
TMA
A empresa apresentou em jun/2013 o seguinte comportamento por conjunto para o tempo
médio de atendimento:
Tempo Médio de Atendimento (minutos) – Junho/2013
Conjunto
TMP
TMD
TMM
NIE
Ocorr.
PNIE
TME
TMAE
ADAMANTINA
34,97
13,36
48,32
51,00
90,00
56,67
24,31
72,63
ALVARES MACHADO
32,47
21,55
54,02
58,00
95,00
61,05
23,57
77,58
ENEIDA
14,19
31,50
45,69
13,00
14,00
92,86
126,14
171,84
LUCELIA
31,20
15,24
46,44
32,00
50,00
64,00
23,48
69,92
MARTINOPOLIS
42,75
21,25
64,00
66,00
109,00
60,55
36,10
100,10
OSVALDO CRUZ
28,14
14,53
42,67
65,00
120,00
54,17
25,23
67,90
PRESIDENTE EPITACIO
55,82
19,62
75,45
64,00
141,00
45,39
14,83
90,28
PRESIDENTE PRUDENTE 1
30,36
17,00
47,36
61,00
134,00
45,52
25,16
72,52
PRESIDENTE PRUDENTE 2
34,40
14,03
48,43
78,00
172,00
45,35
18,45
66,88
PRESIDENTE PRUDENTE 3
35,16
13,14
48,30
98,00
192,00
51,04
17,81
66,11
PRESIDENTE PRUDENTE 4
33,79
12,75
46,54
34,00
72,00
47,22
17,74
64,27
PRESIDENTE VENCESLAU
32,80
20,15
52,95
54,00
99,00
54,55
21,05
74,00
SANTO ANASTACIO
51,85
25,20
77,05
95,00
150,00
63,33
20,93
97,98
TOTAL
37,62
17,51
55,13
769,00 1438,00
53,48
22,87
78,00
_____________________________________________________________________________
65
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Pela análise da tabela verifica-se que os conjuntos Eneida e Martinópolis apresentam um
tempo médio de atendimento superior a média dos demais conjuntos.
No período de 2010 a 2012, a empresa apresentou a seguinte evolução para o número de
ocorrências emergenciais.
Quantidade de Ocorrências – 2010 a 2012
Caiuá
30.000
25.000
20.982
22.704
24.860
20.000
15.000
10.000
5.000
2010
2011
2012
Caiuá
_____________________________________________________________________________
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Evolução do DEC/FEC
A empresa apresenta a seguinte evolução dos indicadores DEC e FEC:
Evolução do Indicador DEC 1990-2013
Evolução do Indicador FEC 1990-2013
_____________________________________________________________________________
67
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Pela análise dos gráficos apresentados, verifica-se que a empresa vem cumprindo as metas dos
indicadores de continuidade estabelecidas pelo órgão regulador, com indicadores abaixo da
média do Brasil em 2012.
Conjuntos Críticos
Os indicadores de continuidade (DEC/FEC) realizados em 2012 por conjunto elétrico da
empresa apresentam-se na tabela a seguir:
DEC/FEC Realizado 2012 por Conjunto
Fonte: Site ANEEL
Pela análise da tabela, verifica-se que apesar de os indicadores de continuidade consolidados
da empresa apresentarem-se abaixo da meta estabelecida pelo órgão regulador, os conjuntos
Álvares Machado, Eneida e Osvaldo Cruz apresentam transgressão dos limites estabelecidos
para o indicador DEC e os conjuntos Lucélia e Osvaldo Cruz apresentam transgressão para o
indicador FEC.
Dificuldades de atendimentos relacionados à logística e condições regionais
A área de concessão da empresa está contida no Polígono dos Tornados da América do Sul.
Essa região se caracteriza por tempestades com ventos de grande velocidade o que afeta
diretamente a capacidade de atendimento nos períodos chuvosos.
(c) Caracterização da Manutenção
A Caiuá, por fazer parte de um grupo de distribuidoras do Grupo Rede no estado de São Paulo,
no modelo organizacional adotado as empresas tem governança centralizada e operação
regionalizada, como se fosse uma única em empresa, sendo cada região tratada como uma
regional. Logo, tem processos padronizados, com estrutura e operações semelhantes.
_____________________________________________________________________________
68
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Apesar do modelo organizacional, existem características regionais que impõe condições
diferentes, com impactos distintos no desempenho do sistema e na forma como demanda à
Manutenção.
O grande desafio na Caiuá está na arborização e suas interferências com a rede elétrica, com
destaque para as interferências do ministério publico , ONG’s e outros órgãos, o que dificulta o
trabalho de poda.
O Planejamento para a Manutenção para Linhas de distribuição de Alta Tensão - LDAT,
Subestações - SED, e Sistema de Média e Baixa Tensão é feito de forma centralizado
(corporativo), sendo realizado pela GMS (Gerencia de Manutenção do Sistema), em Presidente
Prudente. Ressalta que é baixa a extensão de LDAT em função da grande quantidade de
pontos de conexão existente (linhas da CTEP que cruzam o estado de São Paulo). A GMS
também é responsá el pela inspeção de e comissionamento de no as SE ’s e aceite técnico de
novos equipamentos. Além disso, gerencia os contratos de manutenção e coordena as
atividades de automação. Abaixo a estrutura do GMS.
Estrutura da Gerência de Manutenção do Sistema
Gerência de
Manutenção do
Sistema
Coordenação de
Análise e
Controle da
Manutenção (9)
Coordenação de
Automação e
Telecom (2)
Coordenação de
Manutenção de
Subestações (20)
O planejamento utiliza critérios para priorização das inspeções e manutenção nos
alimentadores, tendo o FEC e DEC como principais direcionadores, seguido do consumo de
clientes (GA e GB), quantidade de clientes e multas por compensação.
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69
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
A partir da priorização, utilizando os itens acima, é elaborado anualmente os cronogramas de
inspeções. É utilizado o sistema SAP para registro do plano de manutenção como também para
os registros dos serviços realizados.
A realização de inspeção, testes funcionais, manutenção e outros serviços em equipamentos
de redes, é baseada em tempo, utilizando as referências na tabela mostrada abaixo. Também
podem ser realizadas intervenções pontuais, sob demanda.
Conforme explicado anteriormente, no modelo organizacional utilizado, o GMS faz o
planejamento e a operacionalização da manutenção é regionalizada, sendo a inspeção,
programação e execução dos serviços da manutenção realizados por cada empresa (tratadas
como regionais), utilizando equipes próprias para serviços em SEDs e terceirizadas para
serviços da distribuição (SDMT). Logo, podemos concluir um alto índice de terceirização para
os serviços de manutenção da distribuição, limpeza de faixas e podas.
A área de manutenção concentra pessoal de Telecom e Automação, assuntos que deveriam
ser tratados de forma mais especializada em função de suas características, bem como a
responsabilidade de manutenção de pontos de medição de fronteira, o que requer igualmente
atenção de pessoal especializado, sendo mais afeto à área de medição em si, devendo tal
responsabilidade, ser remanejada de área para maior eficiência.
As inspeções e manutenções em subestações são realizados com as equipes próprias, que
ficam lotadas nas Regionais de Presidente Prudente, Catanduva e Bragança Paulista, logística
que permite um rápido deslocamento nos casos de contingências operacionais No caso de
sistema de distribuição, a inspeção, seja no ativo alvo de priorização no planejamento ou
baseado no tempo, é feita por pessoal próprio e terceiro.
Além das inspeções definidas no planejamento da manutenção, existem inspeções feitas nos
alimentadores a partir de periodicidade pré-definida, sendo duas vezes por anos nos
alimentadores mais importantes, sempre antecedendo o período de chuvas a após este.
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70
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Em que pese a terceirização em si não ser, por natureza, um problema, há alguns aspectos
importantes desse processo que cabe destacar. O primeiro deles é que a inspeção que subsidia
as ações de manutenção é feita pelos próprios terceirizados, o que implica em riscos sérios de
que sejam apontados serviços desnecessários, ou, ainda que necessários, não sejam os mais
prioritários.
Outra conclusão que se depreende do quadro anterior é que o alto grau de terceirização das
equipes de manutenção da distribuição cria uma enorme dependência da empresa em relação
aos empreiteiros, em especial numa área tão vital que é a manutenção dos ativos.
No modelo organizacional adotado, o matricial, o planejamento é feito de forma centralizado e
a execução é feito de forma descentralizado, o que possibilita ganhos logísticos na execução. A
implantação de gestão baseada em processos, mantendo-se a operação regionalizada, pode
favorecer quanto a padronização, qualidade e eficiência.
Abaixo o quadro mostra a estrutura terceirizada para a manutenção de distribuição –
considerando que a manutenção de SED é feita por equipe própria. Cabe ressaltar que existe
um compartilhamento de recursos terceirizados com a construção de redes, principalmente as
equipes pesadas.
Existe uma forte demanda na manutenção relacionada à arborização e vegetação em faixa de
linhas e redes. A poda e a limpeza de faixa são terceirizadas.
O processo de manutenção do sistema elétrico é baseado na filosofia de manutenção
preventiva e corretiva. A manutenção preventiva está mais associada aos ativos dos
seguimentos de linha de transmissão e de subestação. Possui uma abordagem de manutenção
baseada apenas em recomendações de fabricantes, com ajustes baseados na experiência de
campo e inspeções. Devido à deficiência de automatismo e monitoramento e controle em
tempo real, o programa de manutenção é muito baseado na periodicidade. Não há uma
sistematização de acompanhamento e controle das ocorrências com estratificação das
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71
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
principais causas e os serviços realizados ou de metodologias de manutenção centrada na
confiabilidade (MCC).
A atualização cadastral das manutenções executadas é realizada de forma centralizada pelo
GPC (Gerencia de Projeto e Cadastro) – sediado em Presidente Prudente.
E iste em cada empresa uma subestação denominada “Subestação Reser a” ob eti ando-se
manter uma quantidade estratégica de equipamentos reservas para atendimentos às
manutenções corretivas emergenciais em subestações para que a continuidade de
fornecimento da energia não seja prejudicada possibilitando uma operação segura e rápida.
Esses equipamentos são caracterizados como reserva, amparados pelo Manual de Controle
Patrimonial do Setor Elétrico.
Cada “Subestação Reser a” está de idamente incluída no ativo imobilizado em serviço e é
transferido para o ativo específico, no momento da sua utilização.
Além dos equipamentos reservas, as empresas contam com uma SE Móvel. Para atendimento
emergencial às subestações, as empresas tem a sua disposição uma subestação móvel (6934,5/13,8-11,4 kV com transformador móvel de 12,5 MVA), que fica lotada em Presidente
Prudente.
Existe em prática, desde o ano de 2007, um programa de revitalização dos principais
equipamentos das SE’s ( is untores, Religadores,
’s, C’s, Cha es, anco de ateriais, etc.).
A vida útil dos equipamentos, capacidade, índice de defeitos e o histórico de manutenções
emergenciais, são itens utilizados para a substituição de equipamentos. Não são usadas
técnicas baseada em confiabilidade ou manutenções preditivas.
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72
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
(d) Diagnóstico da Construção (Sistema de Distribuição)
A elaboração de projetos utiliza um modelo de trabalho compartilhado (matricial), onde a
gestão e controle do processo é feito pela GPC (Gerência de Projetos e Construção), sediada
em Presidente Prudente. A equipe da GPC também elabora parte dos projetos e parte é
elaborado pela equipe técnica nas regionais – vinculada ao gerente regional, gerando um
modelo de dupla governança no processo. A análise de projetos de terceiros é feita pela GPC.
Apesar da GPC ser responsável por projetos e construção, a fiscalização de obras é feita por
técnicos subordinados à gerência regional. O encerramento da obra também é feito nas
regionais, sendo a atualização do cadastro feito de forma centralizada pela equipe da GPC em
Presidente Prudente.
Descentralização da elaboração de projetos, centralização efetiva do planejamento e controle
da manutenção (PCM), internalização das atividades de inspeção, ampliação da fiscalização de
obras e manutenção, controle de produtividade, estudos logísticos para redimensionamento e
reposicionamento de equipes, adequação de veículos, equipamentos e ferramentas, aquisição
e descentralização de unidades de transformadores móveis, revisão de contratos (inserção de
cláusulas de produtividade e SLA´s), são iniciativas vitais para contribuir de forma relevante
para uma operacionalização mais eficiente da manutenção e construção.
_____________________________________________________________________________
73
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
(e) Infraestrutura de Suporte à Operação (TI e Logística)
A Caiuá e as demais empresas da Rede Sul Sudeste trabalham com a mesma estrutura de
sistemas de TI para atendimento ao negócio, cujo esquema pode ser visualizado na foto a
seguir:
TS
Cad Partners
Nf-e
Projeto
Itens Saídas
Itens Vendas
Estruturas
do Projeto
Local de Instalação de
Equipamentos
Despesas da
Frota
NFs desp.
Frota
Ordem – Km – Desp.
Livros
Fiscais
Dados da Frota
Sped
Fiscal / Contábil
PS/IM
PM
MM
QM
SD
CO
FI-AA
FM
FI-GL
FI
Nº NFe
NFs Entrada
Nº NFe
NFs Vendas
e-Ciap
Ativo Imob.
e-PIS
e-Cofins
Dados
Dividas
Pagamentos
Saldos Ctbs.
Faturamento
Balanço
NFs Saída
SCA
Consolidação
Balanços
Receitas.
Despesas
Tesouraria
Divida
Fluxo de
Caixa
Folha Pagto.
Movto.
Arrecadação
(Agentes)
CS
Movto.
Arrecadação
(Bancos)
Dados
Mão Obra
Rhevolution
MAF
Detalhando o diagrama de sistemas acima, temos as seguintes descrições dos sistemas que
apoiam ao negócio:
Sistemas Administrativos – SAP e outros: A Caiuá utiliza o ERP da SAP para gestão de seus
processos administrativos, contemplando os seguintes módulos para seus respectivos
processos:

Suprimentos (MM)

Controle de Qualidade de equipamentos e fornecedores (QM)

Criação e Manutenção de Projetos (PS)

Controle orçamentário de investimentos (IM)

Controle orçamentário de custeio (FM)

Gerenciamento de manutenção preventiva, corretiva e preditiva (PM)

Módulo de Vendas (usado para emissão de NFs)

Módulos Financeiros - Contas a pagar, contas a receber, contabilidade e gestão de
ativos (FI)
_____________________________________________________________________________
74
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

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 Caiuá utiliza-se do sistema TS fornecido pela Sonda Elucid, aliada a algumas outras
ferramentas periféricas, de forma a atender as demandas operacionais, de planejamento e de
projetos e construção.
O TS abrange os seguintes processos operacionais:

Gerenciamento das operações na rede por meio do controle do despacho das equipes
de campo

Digitalização georeferenciada das redes existentes

Gestão dos ativos da distribuição
_____________________________________________________________________________
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

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, 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 Caiuá e demais empresas da Rede Sul
hospedam seus sistemas em Datacenter terceirizado, sob gestão da Sonda Elucid, em uma
infraestrutura da IBM localizada em Hortolândia-SP. A Caiuá possui também, em Presidente
Prudente, um pequeno Datacenter que atende a alguns serviços locais (fileserver, AD, entre
outros) para as 5 distribuidoras da Rede Sul. Na foto a seguir observamos o diagrama de
comunicação do Datacenter de Hortolândia com a Caiuá:
_____________________________________________________________________________
76
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
No segmento de infraestrutura de TI, a Caiuá também terceiriza outros serviços relacionados à
manutenção do ambiente de TI, abrangendo processos como segurança da informação,
suporte e atendimento ao usuário final, impressões departamentais e de faturas de energia,
entre outros serviços.
Como pontos de atenção na área de TI, relacionamos os seguintes assuntos:

Uso intensivo de orçamento de custeio para pagamento dos serviços de TI em função
de níveis elevados de outsourcing. A rubrica de serviços corresponde a 78% 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 46% do PMSO de TI da empresa.
o
Seus contratos abrangem a manutenção dos sistemas técnicos, comerciais e
administrativos, a manutenção da infraestrutura de Datacenter da empresa
que hospeda os sistemas acima mencionados em Hortolândia-SP, todo o
processo de impressão de faturas de energia e outros serviços.
o
A intervenção na Rede Sul está renegociando os termos contratuais vigentes
com a Sonda Elucid, no sentido de reduzir o escopo dos contratos e viabilizar
uma redução no preço.

Necessidade de reconstrução da equipe de TI na empresa, dado que o Grupo Rede
possuía uma área corporativa de TI em São Paulo que, após o início das intervenções,
veio a ser gradativamente desfeita em função da saída das pessoas para o mercado,
criando grandes lacunas de conhecimento na área, ainda não preenchidas após a
dissolução da holding. Parte das pessoas de que ficaram no grupo foram realocadas
nas distribuidoras. Na Rede Sul, a área de TI conta com 7 colaboradores, sendo:
o
1 Gerente de TI / 2 Analistas de TI / 1 Analista de Suporte / 1 Consultor de
TI / 1 Analista de Telecom / 1 Assistente Administrativo

As bases de dados dos sistemas técnicos e comerciais da SONDA ELUCID de todas as
empresas do GRUPO REDE estão integradas em uma base única. Esta implantação gera
desvantagens, pois: um problema de desempenho em uma empresa pode afetar as
demais, manutenções de uma empresa podem afetar a disponibilidade das demais e a
CELPA ainda continua integrada junto às bases de dados das demais empresas,
gerando risco de segurança de acesso.
_____________________________________________________________________________
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

Alto nível de utilização de planilhas e controles complementares e paralelos aos
sistemas.

Inexistência de cultura de Gestão de Projetos e, consequentemente, não há soluções
que suportem um escritório de Projetos - PMO (como o EPM - Enterprise Project
Management).

Inexistência de cultura de Gestão por Processos e, consequentemente, não há
soluções que suportem um
escritório de Processos (BPM - Business Process
Management) que permita que a integração dos processos e sistemas sejam
otimizados como na ENERGISA.

Funcionalidades do SAP implantadas parcialmente. Prioritariamente voltado para
Contabilidade, Contratos e Gestão de Pagamentos com baixo nível de integração com
os demais sistemas corporativos.

Baixa utilização de sistemas para alavancar produtividade e redução de custos, com
implantações parciais de funcionalidades.

Os sistemas existentes são basicamente utilizados para as atividades transacionais.
Inexistência de sistemas integrados para acompanhamento da Gestão e de metas /
indicadores, avaliação de desempenho, medições de produtividade de eletricistas
/operadores / leituristas e sistemas voltados para suporte à decisão de Perdas e
Qualidade de Serviço (Datawarehouse e Business Inteligence) amplamente utilizados
na ENERGISA.

O Sistema de Coleta adotado para os medidores Operacionais de SE´s das empresas
Rede Sul Sudeste são atendidos pelo Sistema de Tele Medição – STM da LandisGyr,
que descontinuou sua atualização.

Inexistência de sistemas voltados para controle da manutenção da distribuição e
transmissão integradas com o uso da mobilidade para ordens de serviço de
manutenção programada / não programada, inspeções, confecção de projetos em
campo, etc.

Baixo nível conhecimento da equipe de TI sobre o funcionamento interno / modelo de
dados e funcionalidades dos sistemas. Equipe voltada para gerir contratos e níveis de
serviço dos fornecedores.

Há problemas na velocidade do atendimento de demandas evolutivas para os sistemas
por parte dos fornecedores, principalmente os comerciais e técnicos, apesar de
existirem contratos vigentes que cobrem estas manutenções evolutivas.
_____________________________________________________________________________
78
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

Módulos e Sistemas contratados (com manutenção em vigência sendo paga), porém
ainda não implantados pela empresa. Ex: Módulos do SAP, Leitura e impressão
simultânea de faturas de energia, etc.
Diagnóstico Atual do Sistema de Telecomunicações

A comunicação utilizada entre o centro de operação e as subestações automatizadas é
feita através de um link satelital;

As licenças de rádios UHF/VHF devem expirar em 2017, fazendo com que o parque
analógico de rádio seja substituído por rádios digitais, cumprindo uma legislação
regulada da ANATEL.

PABX, gravador e servidores defasados tecnologicamente.

A distribuição dos ativos de Telecom está assim descrita: 04 repetidoras, 29 rádios
fixos, 61 móveis e 28 portáteis. Os rádios são Motorola e as repetidoras estão em
postes ou torres estaiadas na sua grande maioria;
_____________________________________________________________________________
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Diagnóstico Atual do Sistema de Automação
A condição atual da automação no sistema de transmissão e distribuição foi levantada
conforme figura abaixo:
Topologia de automação
Fonte: Caiuá, 2013

Todas as subestações 138kV estão automatizadas, mas 42,85% das subestações de 69
kV e 88Kv não estão automatizadas;

As subestações de 34,5kV possuem de 1 a 3 bays e 100% não estão automatizadas;

A maioria das subestações apresenta protocolo modbus entre os equipamentos,
concentrando os dados analógicos através de conversores até uma unidade terminal
remota-UTR e subindo as informações para o centro de operação através do protocolo
IEC 104;

Os relés não são eletromecânicos na Caiuá, mas apresentam obsolescência quanto à
tecnologia. Na sua maioria, o fabricante utilizado nas subestações é a PEXTRON;

Apenas 1% das subestações apresenta tecnologia de automação robusta e de
anguarda, utili ando a norma IEC 6 8
para comunicação dos IE ’s, como segue
figura abaixo:
_____________________________________________________________________________
80
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Topologia de automação [exceção]
Fonte: Caiuá, 2013

Na rede de distribuição, os fabricantes dos religadores são COOPER ou NOJA POWER e
100% destes religadores não estão automatizados;

Ainda na rede de distribuição, os reguladores de tensão não são automatizados;

O SCADA (Supervisório) atual utilizado no centro de controle é o Elipse Power;

Os centros de operação são descentralizados e localizados em cada uma das cinco
empresas;

A disposição atual das equipes de automação e telecomunicações da Caiuá é descrita
conforme tabela a seguir:
Distribuição das equipes
Cargo / Função
Caiuá
Engenheiro
1
Técnico
2
Total
3
_____________________________________________________________________________
81
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Infraestrutura de Logística
A frota da Caiuá é composta por 90 veículos, dos quais 52 são próprios e 38 são locados. Não
se conseguiu informações sobre a existência de pool de veículos na Caiuá. A composição da
frota sob gestão da Caiuá está apresentada na tabela a seguir, segmentada por classe.
Classe
Qtde própria
Qtde locada
Qtde total
Passeio
1
12
13
Utilitário Leve
4
26
30
Utilitário Médio
23
-
23
Moto
21
-
21
Caminhão
2
-
2
Executivo
1
-
1
Total
52
38
90
O custo médio de operação atual está em torno de R$ 0,55 por km rodado, estando próximo
dos níveis esperados para a região. O índice de indisponibilidade geral está elevado,
aproximadamente 6,22%.
Para realizar a gestão de abastecimento e manutenção é utilizado o sistema da Ecofrotas.
Sobre a utilização da telemetria, a Caiuá não usa este serviço para monitoramento de sua
frota.
A idade média geral da frota, própria e locada, é de 3,64 anos, sendo que a de veículos
próprios é de 5 anos, elevada para os padrões das Distribuidoras, principalmente, na classe de
caminhões, que chega a quase 12 anos. Na tabela a seguir está apresentada a idade média da
frota por classe.
_____________________________________________________________________________
82
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Idade média
Classe
Frota própria
Frota locada
Passeio
4,69 anos
2,30 anos
Utilitário Leve
3,37 anos
2,30 anos
Utilitário Médio
4,11 anos
-
Moto
3,94 anos
-
Caminhão
11,88 anos
-
Executivo
1,92 anos
-
Total
4,99 anos
2,30 anos
_____________________________________________________________________________
83
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Infraestrutura de Suprimentos
A gestão de suprimentos relativa a compras e logística de materiais de todas as empresas que
compõem a REDE SUL (Caiuá, CNEE, EBB, CFLO, EDEVP) fica centralizada em Presidente
Prudente.
São movimentados aproximadamente R$ 60 Milhões por ano em compras de materiais e
equipamentos. Todas as aquisições são realizadas com frete CIF.
Para gestão dos processos de cadastro de fornecedores, pagamentos, requisição de materiais,
qualidade, venda e emissão de NF para venda de sucata utiliza-se o SAP. Entretanto, não são
utilizadas quaisquer ferramentas de e-procurement, que possibilite ampliar a base de
fornecedores, garantir maior segurança, agilidade e transparência nas concorrências
realizadas. Atualmente, todas as cotações são realizadas por e-mail e planilhas, aumentando
os riscos e dificultando a gestão destes processos.
A estrutura do Almoxarifado conta com um centro de distribuição de nível 1 em Presidente
Prudente e cinco almoxarifados de nível 2 localizados nas regionais e nas sedes das demais
empresas em Bragança Paulista, Cambuí, Guarapuava, Assis e Catanduva. O almoxarifado de
Assis foi criado recentemente. O estoque total destas empresas registrou em Junho/2013 nível
de R$ 21,0 Milhões.
_____________________________________________________________________________
84
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
85
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
(f)
Evolução do Custo Operacional
Os Custos Operacionais estão relacionados com a execução dos processos comerciais de
atendimento às unidades consumidoras, das atividades de operação e manutenção do sistema
de distribuição e das ações no âmbito da direção e administração da empresa, em
conformidade com as condições previstas no Contrato de Concessão e na regulamentação.
Precisam ser eficientes e estar alinhados com uma prestação adequada do serviço público de
distribuição de energia elétrica, bem como, com a garantia da manutenção da capacidade
operativa dos ativos elétricos durante sua vida útil.
Os Custos Operacionais efetivamente incorridos pela distribuidora são diferentes daqueles
reconhecidos pela ANEEL nas tarifas de energia elétrica, posto que o Regulador observa os
ganhos médios de produtividade alcançados pelas distribuidoras, o nível eficiente de custos e
as características das áreas de concessão atendidas.
A definição dos Custos Operacionais regulatórios é feita pela ANEEL em duas etapas:

atualização dos valores de custos operacionais definidos por meio do Modelo de
Empresa de Referência no 2CRTP considerando-se a variação de preços dos insumos
(Custos Operacionais), o crescimento dos produtos (redes de distribuição, unidades
consumidoras e mercado faturado) e deduzindo-se o ganho médio de produtividade
(relação média entre a variação dos Custos Operacionais reais das distribuidoras e o
crescimento dos produtos observados em suas áreas de atuação) e;

análise comparativa da eficiência das distribuidoras, definindo um intervalo de valores
esperados para os Custos Operacionais, dado o nível de custos das distribuidoras e as
características de suas áreas de concessão.
As variações observadas entre os valores definidos nessas duas etapas são, então,
consideradas no cálculo do componente “ ” do Fator X. Os resultados obtidos estão descritos
na Nota Técnica nº 111/2012-SRE/ANEEL, do 3CRTP.
Conforme previsto na Resolução Normativa ANEEL nº 234/2006, foi definido no 2CRTP
mecanismo destinado a comparar os investimentos previstos no cálculo do Fator X com os
efetivamente realizados pelas distribuidoras.
Como se pode constatar da tabela abaixo, os Custos Operacionais da Caiuá tiveram um
crescimento médio de 4,2% a.a no período 2008 a 2012, inferior às variações dos principais
índices inflacionários. Em 2012 houve um crescimento de 13,7% em relação a 2011, sendo a
_____________________________________________________________________________
86
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
natureza Pessoal responsável pela maior parcela do crescimento, sendo que a maior
contribuição está relacionada à transferência de custos das atividades que eram realizadas
pela Holding para a Empresa a partir de 2012. A tabela a seguir apresenta a evolução dos
Custos Operacionais, por natureza, para o período 2008 a 2012.
CAIUÁ
2008
2009
2010
2011
2012
Pessoal
Material
Serviços
Outros
21
3
19
3
20
2
18
6
20
2
20
3
24
3
18
3
28
3
20
3
Total
46
46
45
48
54
Valores em R$ Milhões, a preços correntes
O gráfico abaixo apresenta a evolução dos Custos Operacionais por Natureza na Caiuá
indicando a participação percentual de cada componente.
Os gráficos apresentados a seguir mostram a evolução das relações Custos Operacionais
(Opex) por consumidor e custos operacionais (Opex) por MWh faturado, a preços correntes,
onde se observa o crescimento dos dois indicadores a partir de 2012, corroborando que os
movimentos adotadas pós-intervenção ampliaram os custos operacionais para permitir o
equacionamento de algumas das violações e transgressões e internalização de atividades
executadas pela Holding.
_____________________________________________________________________________
87
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
O comprometimento da Receita Líquida com os Custos Operacionais permaneceu
praticamente constante no período 2010 a 2012, mantendo praticamente constante e em
patamar elevado, não contribuindo para melhora do caixa da empresa no período.
_____________________________________________________________________________
88
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Tem-se como necessidade, portanto, que a empresa adote ao longo do tempo medidas para se
mantenha na fronteira dos custos eficientes embora a trajetória de perdas não técnicas, e
manutenção dos níveis regulatórios de qualidade imponham restrições a reduções
significativas nos próximos anos.
A necessidade de adequação e tomada de providências para a realização dos dispêndios,
precisa estar perfeitamente alinhada com as demandas regulatórias relacionadas a Perdas de
Distribuição de Energia conforme apontado 4.02 (d).. A inobservância deste trade off implicará
no desequilíbrio da concessão, na impossibilidade de atingimento de metas, na ocorrência de
penalidades e na insatisfação do consumidor com o serviço prestado.
A Caiuá teve um fator X de 1,47 %. Tal valor foi obtido exclusivamente pelos ganhos na
componente Pd = 1,47 %.
Os valores estimados para as componentes do Fator X agem como deflatores inflacionários, ou
seja, os percentuais estimados são redutores do indexador inflacionário que reajusta as tarifas
anualmente. Tal ajuste é justificado pelo compartilhamento dos ganhos de produtividade
entre a empresa e seus consumidores, em prol da modicidade tarifária. Observando os radares
abaixo:
_____________________________________________________________________________
89
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Radar - Produtividade vs Eficiência Dados ANEEL (Pequenas)
100%
90%
CJE
MOCOCA
80%
CSPE
CPEE
SANTACRUZ
EMG CAIUA
MUXFELDT
Eficiência
70%
EBO
60%
SULGIPE SANTAMARIA
COCEL
JOAOCESA CHESP
ELETROCAR
DEMEI
NACIONAL
CELTINS
ELETROACRE
HIDROPAN DME-PC
COOPERALIANÇA
EFLUL IENERGIA
CFLO
50%
ENF
40%
BRAGANTINA
EVP
30%
20%
BOA_VISTA_ENERGIA
10%
0%
-6%
-4%
-2%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
Produtividade
A Caiuá é uma empresa que já se encontra no intervalo eficiente de custos operacionais.
Dentre as distribuidoras pequenas do Grupo Rede (mercado inferior a 1 TWh/ano) é a única
que está no quadrante de eficiência e produtividade elevadas. Tanto sua produtividade quanto
sua eficiência estavam em 2009 acima das demais empresas do grupo B. Esta realidade pode
ter se alterado com os dados mais recentes de incremento de custos.
(g) Evolução do Investimento
A necessidade de realização de investimentos na área de concessão está vinculada às
obrigações assumidas pela distribuidora com a celebração do contrato de prestação de
serviços públicos de distribuição de energia elétrica.
No 3CRTP, quando da revisão tarifária de cada concessionária, são levantados os
investimentos efetivamente realizados pela distribuidora entre o 2CRTP e o 3CRTP, calculados
com base nos registros contábeis da distribuidora, deflacionados pelo IGP-M, mês a mês, para
a data-base da revisão tarifária anterior.
Caso os investimentos efetivamente realizados sejam inferiores àqueles considerados no
cálculo do Fator X do 2CRTP, esse item é recalculado, com a substituição dos valores de
investimento previstos pelos investimentos realizados, mantendo-se inalterados os demais
parâmetros.
O recálculo do Fator X, de acordo com as condições anteriores, resulta em um redutor da
Parcela B calculada na revisão tarifária do 3CRTP.
No caso da Caiuá, não houve aplicação do redutor da Parcela B do 3CRTP, uma vez que o
investimento no 2CRTP atendeu os patamares estipulados.
_____________________________________________________________________________
90
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Pelo Contrato de Concessão, a distribuidora obriga-se a prover o atendimento da demanda dos
serviços concedidos, implantando novas instalações, ampliando e modificando as existentes,
sempre de modo a garantir o fornecimento de energia elétrica ao seu mercado de energia. É
de responsabilidade da distribuidora, até o ponto de entrega, operar e manter o seu sistema
elétrico, elaborar os projetos e executar as obras necessárias ao atendimento das unidades
consumidoras localizadas na área de concessão.
A realização dos investimentos nos sistemas de distribuição de energia elétrica está orientada,
portanto, por um comando regulatório primordial: aquele que estabelece ao concessionário a
necessidade de adotar, na prestação do serviço, tecnologia adequada, materiais,
equipamentos, instalações e métodos operativos que garantam níveis de regularidade,
continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia no atendimento e
modicidade das tarifas.
A orientação e a realização histórica de investimentos cumpre papel importante na análise do
estágio de evolução alcançado pela distribuidora na consecução de objetivos na Qualidade do
Serviço, Qualidade do Produto, Perdas de Distribuição de Energia Elétrica, expansão dos
serviços e atendimento ao mercado consumidor. Estratégias ou restrições aplicadas no
passado, são determinantes para a definição dos desafios futuros, no momento em que
parâmetros regulatórios definidos por benchmarkings setoriais são aplicados nos processos de
regulação tarifária e cobram da distribuidora desempenhos cada vez mais expressivos.
No período 2008 a 2012 a Caiuá fez investimentos de R$ 98 milhões, aplicados na expansão e
melhoria do sistema elétrico e em Ativos Não Elétricos, distribuídos conforme quadro abaixo:
CAIUÁ
2008
2009
2010
2011
2012
Investimento em Distribuição
Investimento Ativo Não Elétrico
18
3
13
3
15
3
17
3
21
3
Total
21
16
18
20
24
Valores em R$ Milhões, a preços correntes
Pela análise dos dados históricos observa-se que, durante o período de 2008 a 2012, a
distribuidora manteve um nível de investimentos uniforme, com pequenas variações.
Conforme previsto na Resolução Normativa ANEEL nº 234/2006, foi definido no 2CRTP
mecanismo destinado a comparar os investimentos previstos no cálculo do Fator X com os
efetivamente realizados pelas distribuidoras.
_____________________________________________________________________________
91
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
No 3CRTP, quando da revisão tarifária de cada concessionária, são levantados os
investimentos efetivamente realizados pela distribuidora entre o 2CRTP e o 3CRTP, calculados
com base nos registros contábeis da distribuidora, deflacionados pelo IGP-M, mês a mês, para
a data-base da revisão tarifária anterior.
Caso os investimentos efetivamente realizados sejam inferiores àqueles considerados no
cálculo do Fator X do 2CRTP, esse item é recalculado, com a substituição dos valores de
investimento previstos pelos investimentos realizados, mantendo-se inalterados os demais
parâmetros.
O recálculo do Fator X, de acordo com as condições anteriores, resulta em um redutor da
Parcela B calculada na revisão tarifária do 3CRTP.
No caso da Caiuá, não houve aplicação do redutor da Parcela B do 3CRTP, uma vez que o
investimento no 2CRTP atendeu os patamares estipulados.
No atendimento à expansão do mercado e na manutenção e melhorias no sistema elétrico
foram investidos no período do 2CRT R$ 83 Milhões. O gráfico a seguir mostra a evolução da
participação dos investimentos, por tipo, no período 2008 a 2012, onde fica evidenciada a
manutenção do nível de investimentos associados à expansão, melhoria e renovação do
sistema elétrico em um patamar relativamente baixo para manter os níveis de qualidade
adequados, preservar os ativos e atender a expansão do mercado. O gráfico abaixo, mostra a
distribuição dos investimentos em Ativos Elétricos e Não Elétricos ao longo do período.
Considerando os valores investidos no período 2008 a 2012, será necessário incrementar os
investimentos na Melhoria e Renovação dos ativos, direcionados para resolver problemas
relacionados, principalmente, a:
_____________________________________________________________________________
92
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

Existe ainda um passivo grande número de equipamentos contaminado com
PCB – Askarel, conforme listado no Capítulo 4;

Verificada atualmente a existência de seis transformadores com carregamento
superior a 90%;

O nível de automação dos equipamentos instalados em subestação, linhas e
redes é baixo, dificultando manobras e restabelecimentos quando envolvidos
em ocorrências.

Foram detectados diversos ativos com idade média avançada que precisam de
ser substituídos para não comprometer a qualidade
O Planejamento dos investimentos da Caiuá aponta para a realização de projetos, nos
próximos anos, destinados a atenuar os problemas listados acima, priorizando aqueles que
com maior risco para operação do sistema e resolver os problemas relacionados a riscos
ambientais e de segurança.
Como observado, os valores totais investidos no período 2008 a 2012 apresentam variações
significativas ao longo do período, em função do peso do PLPT no total dos investimentos, fato
que mais claramente se apresenta quando se observa a evolução das relações Investimento
por Consumidor e Investimento por km de rede.
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93
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
(h) Programa Luz para Todos (PLPT)
A empresa já encerrou o Programa luz para Todos, encontrando-se totalmente universalizada
desde agosto de 2006.
Seção 4.05
Comercial
(a) Indicadores Comerciais
A Caiuá 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;
_____________________________________________________________________________
94
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

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
Caiuá.
Qualidade do Atendimento Comercial
A Qualidade do Atendimento Comercial é medida através de padrões de atendimento, que são
regulamentados pela ANEEL, acompanhados mensalmente através de informações que são
enviadas por meio da tabela do Anexo III, referentes aos artigos 148 a 155 da Resolução
Normativa 414, de 2010. O não cumprimento dos prazos estabelecidos no citado Anexo III
obriga a distribuidora a efetuar compensações aos consumidores em forma de crédito na sua
fatura de energia elétrica.
Como citado, as distribuidoras são avaliadas por meio da verificação do cumprimento dos
prazos de execução dos serviços que constam no Anexo III, transcritos na tabela a seguir.
TABELA DE PRAZOS DE ATENDIMENTO CONFORME ANEXO III DA RN 414/2010
Prazos Máximos dos Serviços de
Art.
Padrão
Vistoria, área urbana
art. 30
3 dias úteis
Vistoria, área rural
art. 30
5 dias úteis
Ligação, grupo B, área urbana
art. 31
2 dias úteis
Ligação, grupo B, área rural
art. 31
5 dias úteis
Ligação, grupo A
art. 31
7 dias úteis
Elaboração de estudos, orçamentos e projetos e informar ao interessado
art. 32
30 dias
Início das Obras
art. 34
45 dias
Análise do projeto
art. 37
30 dias
Reanálise do projeto, reprovação por falta de informação da distribuidora
art. 37
10 dias
Substituição do medidor e demais equipamentos de medição
art. 115
30 dias
C omunicar resultado da reclamação de cobrança ou devolução de diferenças apuradas
art. 133
10 dias
Aferição dos medidores e demais equipamentos de medição.
art. 137
30 dias
Religação, sem ônus para o consumidor, quando constatada a suspensão indevida do fornecimento
art. 176
4 horas
Religação, área urbana
art. 176
24 horas
Religação área rural
art. 176
48 horas
Religação de urgência, área urbana
art. 176
4 horas
Religação de urgência, área rural
art. 176
8 horas
art. 197
5 dias úteis
Informar por escrito ao consumidor a relação de todos os seus atendimentos comerciais.
art. 199
30 dias
Verificação de equipamento em processo de ressarcimento de dano elétrico.
art. 206
10 dias
Verificação de equipamento utilizado no acondicionamento de alimentos perecíveis ou de
medicamentos em processo de ressarcimento de dano elétrico.
art. 206
1 dia útil
Informar ao consumidor o resultado da solicitação de ressarcimento de dano elétrico
art. 207
15 dias
Efetuar o ressarcimento de dano elétrico ao consumidor, após a informação ao consumidor do
resultado da solicitação de ressarcimento de dano elétrico.
art. 208
20 dias
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)
As compensações são realizadas com base no cálculo a partir da fórmula apresentada a seguir.
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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 Caiuá estar experimentando um período excepcional de
operação onde há inúmeros fatores que podem influenciar na execução padrão dos seus
procedimentos e, consequentemente, na qualidade dos serviços prestados pela empresa.
Nesse sentido e partindo de uma análise nos números apresentados pela Caiuá, 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 Caiuá no mês de
abril de 2013.
_____________________________________________________________________________
96
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
DADOS DO ANEXO III DA CAIUÁ REFERENTE A ABRIL DE 2013
Em análise aos demais números apresentados, verificamos que os valores pagos das
compensações de janeiro a maio/13 importou em R$ 1.464,05, sendo o Artigo 207 o maior
ofensor (35%), seguido do Artigo 30 (32%) e 176 (17%), respectivamente.
Tratamento das reclamações
Em linha com o diagnóstico citado anteriormente, de elevados valores de compensações por
violação dos prazos individuais de solução de reclamações aos clientes, são acompanhados
pela Caiuá os indicadores que mensuram o desempenho da empresa quanto as tratativas
dadas às reclamações dos clientes, aqui de forma equivalente (média) através do DER
_____________________________________________________________________________
97
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
(Duração Equivalente de Reclamação) e FER (Frequência Equivalente de Reclamação). Por
meio desses indicadores são consolidadas todas as reclamações relativas ao contato do cliente
que expresse insatisfação referente aos serviços prestados, que demande um desdobramento
para a análise e solução da manifestação.

Duração Equivalente de Reclamação (DER):
O indicador do DER tem como finalidade exclusiva, o monitoramento da qualidade. Na
apuração desse indicador não serão computados os tipos de reclamação referentes à
interrupção do fornecimento de energia elétrica, conformidade dos níveis de tensão e
ressarcimento de danos elétricos, bem como as reclamações nas Ouvidorias da
distribuidora, nas agências estaduais conveniadas e na ANEEL. Utiliza-se a seguinte
fórmula:
Abaixo a evolução do DER mensal da Caiuá de 2012 a maio de 2013.
Com base nos números apresentados, verifica-se que a Caiuá apresenta uma leve
deficiência no tratamento das reclamações, uma vez que o prazo legal para resposta é de
05 dias uteis, que corresponde a 120 horas. Durante o ano de 2013 a Caiuá tem praticado,
em média, 11 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
_____________________________________________________________________________
98
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
de reclamações procedentes registradas na empresa, a cada 1.000 clientes existentes em
sua área de concessão.
Utiliza-se a seguinte fórmula para a apuração do FER.
Abaixo a evolução do FER mensal da Caiuá de 2012 a maio de 2013.
Embora os valores aqui apresentados estejam em bases mensais, com exceção ao dado
apresentado para o ano de 2012, quando o acompanhamento regulatório pressupõe
resultados acumulados, é possível uma comparação do FER com o de outras distribuidoras
similares (com quantidade de consumidores maior que 60 mil e menor ou igual a 400 mil), o
que permite identificar que a Caiuá se encontra em situação a ser aprimorada nesse tema. Tal
conclusão é obtida com base na metodologia que foi adotada pela ANEEL para a definição dos
limites anuais de FER para cada distribuidora do país.
A Resolução Normativa nº 574/2013, que definiu os limites de FER e onde são detalhados os
critérios que foram adotados pelo Regulador para a definição dos padrões, se pautou em uma
análise de benchmark do setor elétrico. Após a criação de agrupamentos de distribuidoras
similares, com base no universo total de unidades consumidoras atendidas, definiu-se o
percentil 9 % como o “teto” a ser obser ado no limite do primeiro ano de alidade do
regulamento, 2013.
Ou seja, um limite que já tenha sido atendido por pelo menos 95% das distribuidoras daquele
grupo. Quando se analisa a tabela de limites das distribuidoras brasileiras, e dispostas na
mesma resolução citada, observa-se que esse limite é 28. E a Caiuá é uma das 12 empresas
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99
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
desse grupo com o limite igual ao “teto”. A t tulo de comparação tem-se no mesmo grupo
empresas com limite 15 (equivalente ao percentil 25%, o mínimo admitido pela Resolução).
Com o advento da publicação dessa nova Resolução a ANEEL avaliará anualmente o
cumprimento dos limites estabelecidos para o FER, sendo que, em caso de ultrapassagem, a
distribuidora incorrerá no pagamento de penalidades. O início da aplicação das penalidades
ocorrerá em 2015, com a apuração dos indicadores do exercício de 2014. E o ano de 2014
estabelece limites reduzidos em relação a 2013.
Qualidade do Atendimento Telefônico
O monitoramento da qualidade do atendimento telefônico prestado pela Caiuá 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 Caiuá possui um call center centralizado no município de
Presidente Prudente-SP com monitoramento da qualidade prestada ao consumidor.
A tabela a seguir apresenta o número de chamadas atendidas, ocupadas e abandonadas,
sintetizando a qualidade do atendimento telefônico praticada em 2013.
CHAMADAS REALIZADAS AO CALL CENTER E INDICADORES DE QUALIDADE DO ATENDIMENTO TELEFÔNICO DA
CAIUÁ DE 2013
Como já citado noutro tópico desse Plano de Recuperação e Correção das Falhas e
Transgressões, a segregação apresentada na tabela anterior permite que a distribuidora apure
os indicadores de qualidade do atendimento telefônico prestado aos consumidores, conforme
estabelecido em regulamento vigente.
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100
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
A Caiuá não transgrediu qualquer um dos indicadores regulados em 2013. Por outro lado,
como observado a seguir, a empresa recebeu uma autuação emitida pela ARSEEP sobre este
tema no ano de 2011, que se encontra pendente até o momento.
AUTUAÇÃO REFERENTE À QUALIDADE DO ATENDIMENTO TELEFÔNICO
Nº do AI
Data
Origem
Descrição
360/2011
16/11/2011
ARSEEP
Indicadores do teleatendimento
Valor da
Penalidade
R$37.972,95
Posição Atual
Pendente
Valor Atualizado
(30/06/2013)
R$50.829,42
Qualidade do Faturamento
A Caiuá acompanha o indicador setorial Índice de Refaturamento de Contas - IRC. O IRC é um
indicador criado pela ABRADEE, para servir de comparativo entre as distribuidoras de energia
elétrica quanto à quantidade de faturas emitidas com erros. O IRC representa a qualidade do
faturamento sob a ótica do cliente.
É obtido pela relação entre a quantidade de faturas refaturadas por força de correção a cada
10.000 faturas emitidas. A ABRADEE acompanha o resultado desse indicador anualmente,
divulgando o ranking das empresas e comparando os resultados com anos anteriores.
Abaixo a evolução do IRC da Caiuá de 2012 a junho de 2013.
INDICADOR IRC-ABRADEE DA CAIUÁ
Com base nos números apresentados, constata-se que historicamente o IRC da Caiuá está com
índices controláveis. De modo análogo, quando a Caiuá é comparada às outras empresas com
quantidade de consumidores maior que 60 mil e menor ou igual a 400 mil, tem-se um
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101
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
resultado intermediário estando a distribuidora localizada na 8ª posição entre as 19 empresas
acompanhadas pela ABRADEE no ano de 2012.
O refaturamento implica, além da insatisfação do cliente em receber uma fatura incorreta, na
elevação do custo de operação da distribuidora, seja através do próprio processo de
refaturamento (faturamento, entrega, revisita) ou pela elevação da quantidade de
reclamações realizadas através dos canais de atendimento da empresa.
(b) Call Center
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 Caiuá relativo aos processos
citados.
A Caiuá, juntamente com EEB, EDEVP, CNEE e CFLO, mesmo após a intervenção realizada pela
ANEEL, possuem um modelo de gestão único responsável por toda a gestão das suas
respectivas áreas de concessão. Esse universo de empresas é denominado REDESUL. Tal
condição foi mantida nesse formato com vistas à otimização de custos.
Com base nas visitas técnicas realizadas e nas análises das informações passadas pelos
interventores, é possível identificar que existem necessidades a serem atendidas do ponto de
vista da composição dos quadros funcionais, observando metodologias e premissas
indispensáveis ao dimensionamento dos esforços necessários à prestação adequada do
atendimento aos consumidores, assim como de adotar metodologias de gestão e ferramentas
que permitam garantir este atendimento dentro dos padrões e níveis exigidos.
Do ponto de vista das boas práticas de atendimento comercial nota-se que os canais
presenciais e call center não cumprem, de forma uniforme e constante, todos os padrões
determinados na regulamentação vigente para o atendimento, notadamente o estabelecido
na REN nº 414/2010. Essa condição gera como consequência um aumento dos custos
operacionais, uma vez que há elevação das visitas improcedentes aos clientes. Fato esse que
compromete os níveis de qualidade do atendimento prestado.
Ficou demonstrado, pela pesquisa anual da ABRADEE 2013, através da análise do IDAR de
atendimento e dos IDATs associados ao tema (ótica dos clientes), que as questões relativas ao
_____________________________________________________________________________
102
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
dimensionamento de recursos humanos e desempenho operacional podem proporcionar
espaços para melhoria da imagem da Caiuá, através ações do atendimento comercial.
Isso porque os fatores citados anteriormente refletem nos níveis de qualidade do atendimento
prestado. Esse reflexo pode ser constatado na análise dos resultados da pesquisa anual da
ABRADEE referente ao ano de 2013. Tem-se, como apresentado no gráfico a seguir, o
resultado do IDAR Atendimento ao Cliente da Caiuá.
IDAR Atendimento ao cliente 2013
Verifica-se que a Caiuá, apesar de estar situada acima da média Brasil com um índice de 81,4,
está posicionada em posição desfavorável quando comparada a outras distribuidoras do país
com quantidade de consumidores até 500 mil. Nota-se que é a terceira pior em seu grupo.
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 Caiuá, no âmbito do universo REDESUL, perfazendo um total de 115
profissionais distribuídos o atendimento presencial aos clientes através das agências
distribuídas ao longo da área de concessão e call center.
Conforme disposto no regulamento vigente, a Caiuá disponibiliza aos clientes de sua área de
concessão canais distintos para contato e solicitação de serviços, quais sejam: call center,
Internet, Agências e SMS. A tabela a seguir apresenta o volume de serviços gerados por canal
na Caiuá de janeiro a junho de 2013.
_____________________________________________________________________________
103
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Serviços gerados por canal de contato Caiuá – janeiro a junho de 2013
Depreende-se da análise do quadro anterior que a maior representatividade de contatos está
relacionada com o call center. Em seguida o atendimento via Web. Destaca-se que a alta
representatividade da Web tem relação direta com o modus operandi adotado pela empresa
quando dos atendimentos realizados pelas agências presenciais, que utilizam-se da solução
Web para registro das solicitações.
Destaca-se ainda a parcela com atendimento via SMS. Esse canal oferece para os
consumidores da distribuidora os serviços de religação de energia, falta de energia e emissão
de segunda via de fatura. A implantação dessa modalidade de atendimento não teve impacto
tão expressivo nos demais canais e devido a sua baixa eficácia devera ser descontinuada.
A seguir são detalhados de forma pormenorizada os dois principais canais de contato da Caiuá:
call center e agências de atendimento presencial.
CALL CENTER
O Call Center da Caiuá está estruturado de forma centralizada para o universo REDESUL para
todo o atendimento telefônico da área de concessão da distribuidora. Está fisicamente
localizado na sede da Caiuá no município de Presidente Prudente, em São Paulo. Possui um
total de 120 canais, dos quais 22 são dedicados à Caiuá. Adicionalmente possui:

30 canais para URA

4 canais para Ouvidoria

3 canais para Grandes Clientes
_____________________________________________________________________________
104
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Conta com 42 Postos de Atendimento (PAs) e um contingente de 93 atendentes, com
funcionamento 24 horas por dia, 7 dias por semana. Os equipamentos utilizados são do
fabricante e há um contrato de telefonia firmado junto à EMBRATEL.
Existe necessidade de aprimoramento das ferramentas de apoio à gestão, tais como os que
permitam o gerenciamento da força de trabalho. Não há definição de indicadores individuais
de perfomance dos atendentes.
Há uma meta de TMA - Tempo Médio de Atendimento - estabelecida em 3 minutos e 20
segundos, entretanto o call center tem praticado tempos superiores a 4 minutos.
A tabela a seguir apresenta os dados estatísticos de chamadas recebidas no call center
realizadas de janeiro a junho de 2013 (até junho).
Chamadas realizadas ao Call Center da Caiuá
Como se sabe, a segregação apresentada na tabela anterior permite à distribuidora apurar os
indicadores de qualidade do atendimento telefônico prestado aos consumidores conforme
estabelecido em regulamento vigente. Esses indicadores serão devidamente detalhados em
outro tópico desse Plano de Recuperação.
Com base nas características, ora elencadas neste Plano de Recuperação e Correção das Falhas
e Transgressões, resta evidente que o call center da Caiuá apresenta condição de adequação
de procedimentos com vistas à melhoria do atendimento prestado aos consumidores de sua
área de concessão. Essa discussão será realizada em outro tópico deste Plano de Recuperação,
considerando uma solução que atenda a todos os requisitos.
(c) Atendimento Presencial
Em atendimento ao que é estabelecido na regulamentação vigente a Caiuá dispõe de agências
com atendimento presencial, dispostas nos municípios de sua área de concessão. A tabela a
_____________________________________________________________________________
105
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
seguir apresenta a distribuição desse canal de atendimento oferecido aos consumidores da
distribuidora conforme estabelecido pela legislação vigente.
AGÊNCIAS DE ATENDIMENTO PRESENCIAL DA CAIUÁ
Agências de Atendimento
Empresa
Caiuá
Tipo 1
Tipo 2
Tipo 3
Total
10
5
9
24
A distribuição das agências entre os municípios tem características estruturais diferenciadas e
que tem relação com o porte e localização do município. As agências estão distribuídas entre
os Tipos 1, 2 e 3.
Agências do Tipo 1, e parte das agências do Tipo 2, são aquelas cujo atendimento é
terceirizado realizado por empresas localizadas nos próprios municípios que disponibilizam a
prestação de serviço à Caiuá durante 2 horas diárias em modo off line e quando necessário
são realizados contatos com uma equipe de apoio para geração dos serviços.
As agências do Tipo 2, em sua maioria, tem estrutura composta por leituristas próprios que
trabalham sob a forma de jornada com dupla função, onde realizam em um turno do dia as
atividades inerentes à coleta e leitura em campo, e no outro turno as atividades relativas ao
atendimento presencial conforme estabelecido no regulamento vigente.
As agências do Tipo 3 são aquelas localizadas em municípios com quantidade de consumidores
superior a 10.000 (dez mil), o atendimento é composto por atendentes próprios e terceiros.
Verifica-se que a gestão das filas nas agências é realizada manualmente. Essa condição podem
distorcer os números referentes ao volume de atendimentos, dificultando as análises de
adequação de quadro de atendentes.
Observa-se a inexistência de ferramentas de gestão robustas que permitam mensurar e
subsidiar estudos de reestruturação e/ou adequação necessárias à melhoria dos indicadores
de qualidade do atendimento prestado. Tem-se uma gestão descentralizada e pautada,
sobretudo, em iniciativas locais.
Com base nas características e constatações observadas e aqui elencadas depreende-se que o
atendimento presencial realizado pela Caiuá apresenta possibilidades de adequação de
procedimentos com vistas à melhoria do atendimento prestado aos consumidores de sua área
_____________________________________________________________________________
106
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
de concessão. Adicionalmente aponta-se para possíveis adequações de infraestrutura física e
tecnológica, fatores estes que inevitavelmente logram benefícios aos resultados operacionais
da empresa.
(d) Inadimplência
A partir de 2012, a Caiuá 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 Serviços Técnicos e
Comerciais, que por sua vez, esta subordinada à Superintendência Comercial.
Como forma de reduzir a inadimplência, o processo de cobrança adota ferramentas
específicas. Os indicadores acompanhados para controle da inadimplência são:

Valores em carteira e

Índice de arrecadação.
Os valores em carteira dos recebíveis representam o saldo de contas a receber, a vencer e
vencido, e o índice de arrecadação representa o percentual da arrecadação sobre o
faturamento. Tem como objetivo de traduzir o saldo de contas a receber a vencer e vencido.
Evolução em (R$) dos valores em carteira nos meses de janeiro a junho/2013
A seguir a evolução do índice de arrecadação, dos anos de 2012 e 2013(Jan a Jun):
Evolução do índice de arrecadação
REGIONAL
CAIUA
jan.13
fev.13
mar.13
abr.13
mai.13
jun.13
103,28%
113,16%
104,66%
103,96%
100,30%
100,95%
jul.13
ago.13
set.13
out.13
nov.13
dez.13
2013
2012
104,41%
98,68%
Constata-se que historicamente os valores arrecadados de 2013 da Caiuá são maiores que os
valores faturados, portanto conclui-se que a empresa está recuperando os valores em carteira
relativo a anos anteriores.
O sistema comercial utilizado nas atividades relacionadas à gestão dos recebíveis é o CS da
Elucid Solution S/A, empresa terceirizada prestadora de serviços de TI a Caiuá e ao Grupo
Rede.
A busca pela redução da inadimplência está pautada nos seguintes pontos, passíveis de uma
análise quanto à possibilidade de aprimoramento:
_____________________________________________________________________________
107
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

No acompanhamento das ações de cobrança, a Caiuá conta com apoio dos atendentes
para a telecobrança.

Na Agência Virtual (via internet) não é disponibilizada aos clientes a opção de
parcelamento de débitos.

Os débitos vencidos com mais de 90 dias, débitos relacionados com troca de titularidade e
débitos dos clientes desligados são repassados para a empresa terceirizada;

Com relação à execução das atividades de corte em campo, não existem equipes
exclusivas para o corte, o corte é executado pelas equipes de sinergia da operação sem
prioridade estabelecida.
As ações desenvolvidas para combate a inadimplência fazem parte da rotina diária da área
comercial. Os resultados dos indicadores são acompanhados de várias formas (diário, semanal
e mensal) e compartilhado com todas as áreas envolvidas, no entanto os indicadores podem
ser tornar mais eficazes, demonstrando a tomada de decisão de forma assertiva.
A receita irrecuperável é a parcela esperada da receita total faturada pela empresa que
possivelmente não será arrecadada em função de inadimplemento definitivo por parte dos
consumidores.
Considerou-se para pro eção do montante deste inadimplemento, o “N el Real de Receitas
Irrecuperá eis” constante no erceiro Ciclo de Re isão arifária da Caiuá, conforme tabela
abaixo.
INADIMPLÊNCIA
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Outros
3ª RT
0,1%
0,8%
0,1%
0,1%
0,0%
Aplicando-se estes índices à projeção, em media 0,16% do faturamento anual da Caiuá 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).
_____________________________________________________________________________
108
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Seção 4.06
Gestão
Estrutura Organizacional da Caiuá
A empresa possui um quadro de colaboradores de aproximadamente 398 trabalhadores
próprios e 113 trabalhadores terceiros. Esta empresa, em conjunto com as empresas CNEE,
CFLO, EEB e EDEVP, compartilha o quadro diretivo, dividido da seguinte forma: 1 VicePresidente, 1 Superintendente, 2 Diretores, 1 Assessor. A estrutura organizacional apresentada
se mostra organizada em 5 níveis e com a proporção líder/liderado próximo a 25, ou seja, um
líder para cada 25 liderados.
Após a intervenção, foram eliminados praticamente todos os cargos que tinham alguma forma
de compartilhamento com as demais empresas do Grupo. Este fato contribuiu para dano de
informações relevantes acerca da memória e inteligência de gestão do Grupo, perdendo
alguns especialistas de difícil contratação e, passando a empresa a operar de maneira
independente, sem sinergia com as demais. Apenas a função de gerenciamento do suprimento
de energia e de projeções de mercado conta com um gestor terceirizado compartilhado com
as demais empresas sob intervenção.
A Caiuá atua com um modelo de terceirização intensivo de suas atividades, representando
23% da força de trabalho total terceirizada.
Segurança do Trabalho
Abaixo são demonstrados os 2 principais indicadores acompanhados no setor elétrico: Taxa de
Gravidade (TG) e Taxa de Frequência (TF) para o quadro de próprios e de terceiros.
Tipo
TG (próprios)
2012
31
2011
42
2010
96
(Benchmarks 2012)
AMPLA(0,00)
COELCE (0,00)
TF (próprios)
3,77
5,14
7,67
AMPLA (0,00)
COELCE (0,00)
TG (terceiros)
35.879
2.451
3.041
ELEKTRO (51)
TF (terceiros)
20,62
4,9
16,48
AMPLA (1,29)
_____________________________________________________________________________
109
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
A Caiuá, apesar de possuir estrutura de segurança do trabalho que atenda à legislação, ocupa
uma posição desfavorável no Ranking ABRADEE, que mede a excelência deste requisito entre
as Associadas.
Uma das maiores deficiências na segurança do trabalho refere-se à mão de obra contratada,
onde ocorrem os acidentes graves em proporção elevada, considerando os benchmarks com
as empresas de mesmo porte.
Acordos Coletivos
O Sindicato da Categoria é o Sindicato dos Trabalhadores na Indústria da Energia Hidroelétrica
de Presidente Prudente (SINDLUZ). A data base do Acordo Coletivo de Trabalho da Caiuá é em
1º Abril.
Seguem abaixo os principais itens previstos no ACT 2012/2014:

Piso Salarial da Categoria: R$: 929,10;

Gratificação para dirigir veículos: R$ 0,15 por KM rodado, limitado ao valor de R$
120,00;

Reajustes Salariais: reposição salarial pelo INPC e ganho real;

Horas Extras: adicional de 70%;

Adicional Noturno: 20% hora normal;

Bolsa de Estudos: 50% nível técnico, superior e pós- graduação;

Programa de Participação nos Resultados – PPR;

Vale Alimentação: R$ 180,00;

Vale Refeição: R$ 374,00, com desconto por faixa salarial de 3%, 5% e 12 %;

Vale Alimentação Natalício: R$ 180,00;

Reembolso de Medicamentos: R$ 100,00;

Auxílio Creche: reembolso de R$ 275,00 para crianças de até 3 anos de idade;

Gratificação de Férias: somada com a abono Constitucional, igual a 100% do salário
base, para colaboradores que ganham até R$ 2.110,00;

Plano de Saúde: proporciona a todos os empregados e seus dependentes legais, um
Plano de Assistência Médica, Hospitalar e Laboratorial, na modalidade de prépagamento firmado com a CENTRAL NACIONAL UNIMED, que deverá obedecer à
forma da tabela e regras próprias;

Plano Odontológico (Ondotoprev): proporciona a todos os empregados e seus
dependentes legais, Plano Odontológico através da modalidade de pré-pagamento;
_____________________________________________________________________________
110
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

Vale Transporte: desconto limitado a 6% do salário; e

Política de Emprego: as partes comprometem-se a estudar políticas de emprego no
prazo de 90 dias a contar do registro deste ACT no sistema mediador da SRTE.
O acordo coletivo da Caiuá 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 Caiuá apresentava um saldo em atraso de R$152,0 milhões
associado a encargos setoriais, suprimento de energia e empréstimos com partes relacionadas,
cuja composição está demonstrada no quadro abaixo.
PASSIVOS EM ATRASO - SALDO EM 30/06/2013
DESCRIÇÃO
R$ Milhões
ENCARGOS SETORIAIS
CCC
CDE
Quota para RGR
Quotas do PROINFA
58,7
23,3
20,2
2,3
12,9
SUPRIMENTO DE ENERGIA
Quotas de ITAIPU
45,2
45,2
OBRIGAÇÕES FISCAIS
Federais
Estaduais
Municipais
-
DÍVIDAS COM ELETROBRAS
-
EMPRÉSTIMOS DE PARTES RELACIONADAS
Distribuidoras
Não Distribuidoras
TOTAL DE PASSIVOS EM ATRASO
48,1
45,4
2,7
152,0
_____________________________________________________________________________
111
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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$58,7 milhões, que representa 38,6% 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
Eletrobras. Em 30 de junho de 2013 a Caiuá possuía junto à Eletrobras um saldo em atraso de
R$45,2 milhões referente ao suprimento de energia de Itaipu, que significa 29,7% do total de
passivos em atraso.
Em 30 de junho de 2013 a Caiuá não possuía saldo de dívida em atraso junto à Eletrobrás
referente ao financiamento contratado com recursos da RGR.
Importante ressaltar que os saldos de obrigações fiscais apresentados na tabela acima não
consideram tributos parcelados junto aos governos federal, estadual e/ou municipal através
de programas como REFIS, PAES, PAEX, dentre outros, pois esses não configuram atraso. Como
pode ser visto, em 30 de junho de 2013 a Caiuá não possuía nenhuma obrigação fiscal em
atraso.
Ao final do segundo trimestre de 2013 a distribuidora registrou saldo passivo de mútuo (partes
relacionadas) de R$48,1 milhões, ou 31,6% do total de passivos em atraso, contratados junto
a: (i) Companhia Nacional de Energia Elétrica – CNEE: R$25,1 milhões; (ii) Empresa de
Distribuição de Energia Vale Paranapanema – EDEVP: R$12,1 milhões; (iii) Centrais Elétricas
Matogrossenses – CEMAT: R$8,2 milhões; (iv) Rede Energia, holding do Grupo: R$2,7 milhões.
No capítulo 9 que trata da proposta da Energisa para o Plano de Recuperação será
apresentada uma solução para estas importantes pendências financeiras.
_____________________________________________________________________________
112
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
(b) Caracterização do Endividamento e Perfil da Dívida
Caiuá vem postergando os vencimentos de suas obrigações junto a bancos de forma acordada,
e se financiando através de atrasos de pagamento dos encargos setoriais junto a 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$57,3
milhões.
Credor
CAIUA
%
BONSUCESSO
2,1
3,7%
BRADESCO
6,2
10,9%
ELETROBRAS
1,1
1,9%
HP
0,1
0,2%
MÁXIMA
0,7
1,3%
MERCANTIL
1,4
2,4%
SAFRA
17,7
31,0%
SANTANDER
27,8
48,6%
TOYOTA
0,0
0,1%
Total geral
57,3
100,0%
O custo médio e o prazo médio do endividamento ao final de junho de 2013 ficaram em:
Custo Médio
(% do CDI)
138,1%
Prazo Médio
(anos)
Saldo de Empréstimos
(R$ milhões)
0,6
57
Do montante total de dívidas, R$56,6 milhões deverão ser amortizados até 31 de dezembro de
2014, o que demonstra uma necessidade de refinanciamento e consequente risco de
insolvência.
O cronograma de amortização dos empréstimos e financiamentos, em 30 de junho de 2013,
está apresentado no quadro abaixo:
_____________________________________________________________________________
113
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
R$ milhões
ABN
BONSUCESSO
BRADESCO
ELETROBRÁS
HP
MÁXIMA
MERCANTIL
SAFRA
TOYOTA
Total geral
% Amortização
2S13
-13,9
-2,1
-3,4
-0,2
0,0
-0,7
-0,6
-9,4
0,0
-30,4
53%
2014
-13,9
0,0
-2,8
-0,3
0,0
0,0
-0,8
-8,4
0,0
-26,3
46%
2015
0,0
0,0
0,0
-0,3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-0,3
1%
2016
0,0
0,0
0,0
-0,2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-0,2
0%
2017
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0%
2018
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0%
2019
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0%
2020
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0%
2021
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0%
2022
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0%
2023
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0%
2024
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0%
Total
-27,8
-2,1
-6,2
-1,1
-0,1
-0,7
-1,4
-17,7
0,0
-57,2
100%
(c) Nível de Comprometimento de Recebível
De acordo com dados obtidos junto a Caiuá, 45,8% da Receita Líquida estimada para o ano de
2014 já está cedida em garantia a obrigações tais como: (i) pagamento de empréstimos e
financiamentos (22,5%) e (ii) compra de energia (23,2%). A média de vinculação de 2014 à
2016 é de 29,9%.
CAIUÁ (R$ milhões)
OBRIGAÇÕES GARANTIDAS
Ano
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Serviço da Dívida
%¹
Compra de Energia
%¹
71,1
66,3
0,5
0,5
0,0
0,0
24,6%
22,5%
0,2%
0,1%
0,0%
0,0%
86,3
68,4
74,2
74,2
80,2
80,2
29,9%
23,2%
24,0%
21,5%
21,5%
20,0%
GARANTIA
Receita Líquida
Vinculada
157,4
134,7
74,7
74,7
80,2
80,2
Receita Líquida Anual
(Caso Alternativo)
54,5%
288,9
45,8%
294,4
24,1%
309,4
21,7%
344,8
21,5%
372,8
20,0%
400,9
1: % da Receita Líquida Anual
%¹
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 CAIUÁ, além das dívidas bancárias (R$ 57,3 milhões), há impostos
parcelados (R$ 118,6 milhões), mútuos (R$48,1 milhões), encargos setoriais e energia
comprada de Itaipu em atraso (R$103,9 milhões). Descontando-se caixa e equivalentes (R$40,5
milhões), e Daycoval e ser restituído (R$12,0 milhões), a dívida líquida da empresa é de
R$275,5 milhões.
Os principais indicadores do desempenho econômico-financeiro consolidado da CAIUA nos
balancetes de 30 de Junho de 2013 e demais informações levantadas na diligência estão
apresentados a seguir:
_____________________________________________________________________________
114
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Posição 2T2013 (R$ MM)
Empréstimos e Financiamentos
Impostos Parcelados
Provisão para déficit atuarial
Mútuos
Encargos Setoriais/Eletrobrás Em Atraso
Encargos Atrasados + Tributos em Atraso
Repasse Itaipú Atrasado
Dívida Total ¹
Disponibilidades + Aplicações no Mercado Aberto + Recebimento Mútuo +
Daycoval
Disponibilidades
Aplicações no Mercado Aberto
Recebimento de Mútuo
Daycoval
Dívida Líquida
CAIUÁ
57,3
118,6
0,1
48,1
103,9
58,7
45,2
328,0
52,4
12,4
28,1
12,0
275,6
EBITDA 2012² - SEM CONTINGÊNCIA/PDD
37,2
EBITDA 2012²
22,1
Patrimônio Líquido
Capital Social / Reservas de Capital
Reserva de Reavaliação
Reservas de Lucro / Prejuízos acumulados
(110,2)
111,3
(0,8)
(220,7)
1: Dívi da bruta cons i dera : emprés timos e fi na nci a mentos + i mpos tos pa rcel a dos + provi s ã o p/
défi ci t a tua ri a l + Enca rgos Setori a i s /El etrobrá s Em Atra s o + Mútuos à Pa ga r
2: EBITDA = EBIT+Depreci a çã o+ Acrés ci mos Mora tóri os
Ratios
Divida Líquida / (Dívida Líquida + PL)
Dívida Líquida/ EBITDA
Dívida Líquida/ EBITDA - Sem Contingência/PDD
CAIUÁ
166,6%
12,5x
7,4x
A situação de Caiuá é crítica, inclusive pelo Patrimônio Líquido negativo, o que deverá ensejar
uma correção pela nova administração.
A Dívida Líquida de junho/2013 por EBITDA (2012) alcança 12,5x. Mesmo se desconsiderarmos
as provisões para devedores duvidosos e contingências realizadas no período este índice é de
7,4x, o que demonstra uma situação agressiva de alavancagem na visão de crédito.
(e) Índice de Cobertura de Dívidas (covenants)
Três dívidas da Caiuá possuem índices financeiros firmados contratualmente, a serem
erificados pela companhia com periodicidade trimestral e anual (“Co enants”). Na apuração
feita em 31 de dezembro de 2012, o índice Dívida Líquida / EBITDA estava cumprido, porém há
_____________________________________________________________________________
115
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
descumprimento no EBITDA / Resultado Financeiro, conforme pode ser visto no quadro
abaixo.
APURAÇÃO EM 31/12/2012
COVENANT FINANCEIRO
Indicador Periodicidade
Verificado em
31/12/2012
SAFRA
Dívida Líquida / EBITDA
< 4,30
Trimestral
Cumprido
BRADESCO
Dívida Líquida / EBITDA
< 4,30
Anual
Cumprido
SANTANDER
Dívida Líquida / EBITDA
EBITDA / Resultado Financeiro
< 4,00
> 1,50
Anual
Anual
Cumprido
Default
A apuração do quadro acima foi obtida através das Demonstrações Financeiras publicadas,
referentes a 31 de dezembro de 2012.
Embora tenha ocorrido perda de geração de cai a operacional (“E I
A”) no ano de
em
decorrência: (i) das revisões tarifárias; (ii) do significativo aumento no custo da energia
comprada para revenda, impactado pelo PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) e pela
variação na cotação do dólar que está associado à compra de energia de Itaipu; e (iii) de
provisões trabalhistas, cíveis e multas regulatórias, anteriormente não contabilizadas; a dívida
financeira líquida também experimentou uma queda considerável ao longo dos últimos anos.
Tal fato deixou a Caiuá com um índice Dívida Líquida / EBITDA de 2,77x.
Independente do cumprimento da grande maioria dos Covenants financeiros, Energisa possui
um plano de gestão das dívidas existentes e de contratação de novos financiamentos para
realização do programa de investimentos, o que já está em curso, visando sua aplicação logo
na assunção do controle do Grupo Rede, conforme será tratado nos capítulos 7 e 9.
(f)
Stand Still
Com a dificuldade de refinanciamento agravada pela elevada alavancagem e pela crise
financeira envolvendo o Grupo Rede, a Caiuá Distribuição de Energia teve que recorrer a um
instrumento de interrupção temporária de pagamento de suas obrigações de dívida.
Em outubro de 2012 foi assinado um primeiro Termo de Entendimentos entre todas as
distribuidoras do Grupo Rede e uma parcela relevante dos credores com objetivo de
suspender o fluxo de pagamento dos empréstimos e financiamentos existentes à época. O
quadro abaixo apresenta a lista dos credores da Caiuá que são signatários do Termo de
_____________________________________________________________________________
116
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Entendimentos e o respectivo saldo devedor em 30 de junho de 2013, que alcançou um total
de R$56,0 milhões.
SALDO EM 30/06/2013
CREDOR
R$ Milhões
TERMO DE ENTENDIMENTOS
BONSUCESSO
BRADESCO
MÁXIMA
MERCANTIL
SAFRA
SANTANDER
2,1
6,2
0,7
1,4
17,7
27,8
TOTAL
56,0
Esse montante representa pouco menos de 100% da dívida bancária, não considerando o saldo
devedor perante a Eletrobras que em 30 de junho de 2013 era de R$1,1 milhão.
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.
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117
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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 2013.
Em junho de 2013 as partes assinaram o segundo aditivo prorrogando o prazo de validade para
15 de setembro de 2013. Houve também alteração da Cláusula 1.1, na qual os credores
signatários do Termo assumiram o compromisso de não declarar vencimento antecipado das
dívidas das concessionárias em caso de ser decretada a falência da Rede Energia, CTCE, QMRA,
EEVP e/ou DENERGE.
(g) Mútuos
Como parte da correção das transgressões apontadas pela ANEEL, 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, Caiuá pagará mútuos
existentes no montante de R$48,1 milhões, dos quais R$45,4 milhões junto a distribuidoras
coligadas e R$2,7 milhões com a holding Rede Energia, conforme abaixo demonstrado:
R$ milhões
 Cemat
 CNEE
 EDEVP
Distribuidoras
8,2
25,1
12,1
45,4
 Rede Energia
Holdings
2,7
2,7
TOTAL
48,1
Caiuá não possui saldo de mútuo a receber.
No âmbito da aquisição do controle acionário do Grupo Rede pela Energisa, a adquirente se
comprometerá a fazer com que estas operações de mútuo sejam liquidadas em até 60
(sessenta) dias a partir da assunção do controle.
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118
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
5.
Visão do Interventor sobre a Concessão
A ANEEL por meio da Resolução Autorizativa nº 3.651, de 31 de agosto de 2012, determinou a
Intervenção Administrativa na Caiuá. Segundo a Resolução, a intervenção tem como objetivos
a defesa do interesse público, a preservação do serviço adequado aos consumidores e a gestão
dos negócios da concessionária, assegurando o cumprimento das obrigações legais e
contratuais vinculadas ao Contrato de Concessão.
Ao interventor designado, Engenheiro Sinval Zaidan Gama, foram conferidos plenos poderes
de gestão e administração sobre as operações e os ativos da concessionária, competindo-lhe,
entre outras atribuições fixadas, a de prestar contas à ANEEL, independentemente de qualquer
exigência, no momento em que deixar suas funções, ou a qualquer tempo, quando solicitado,
bem como deverá apresentar relatórios periódicos das ações praticadas no âmbito da
intervenção.
Nesse contexto, a ANEEL concretamente tem a possibilidade de conhecer com profundidade a
situação em que se encontra a Caiuá. Isso poderá ser feito com segurança, uma vez que há
mais de um ano a gestão dessa concessão está sob intervenção da Agência. O interventor,
além de conviver com a realidade da concessão, de ter notória experiência no setor elétrico,
inclusive como ex-interventor da Cemar, poderá, como previsto na mencionada Resolução
Autorizativa, informar para a ANEEL a exata medida da situação e sinalizar possíveis formas de
superação, o que mitiga sobremaneira eventual assimetria da informação.
Não há dúvida de que o interventor é hoje uma fonte de informação fidedigna sobre a
realidade da concessionária, no sentido de acusar e precisar quais exigências regulatórias as
concessões estão incapacitadas de atender nos atuais prazos estabelecidos.
A Energisa teve a oportunidade de fazer duas reuniões na Rede Sul-Sudeste. A primeira, que
durou uma semana, foi caracterizada pela busca inicial e intensa de informações,
conhecimento detalhado da concessão e identificação dos principais problemas e desafios. A
segunda, com duração de 1 dia, visou uma interação mais objetiva com o interventor e sua
equipe.
Essa segunda reunião teve por finalidade obter a visão mais detalhada do interventor sobre os
principais problemas da concessão, bem como a apresentação, pela Energisa, das premissas
que seriam utilizadas no Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões.
_____________________________________________________________________________
119
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Dessa reunião resultou uma Memória de Reunião, assinada pelas partes, conforme Anexo
deste Plano, que apresenta os principais temas tratados, da qual podem ser destacados:

O Interventor destacou a dificuldade financeira das empresas que atualmente se
financiam mediante a inadimplência com encargos setoriais, energia proveniente de
Itaipu. Foi destacado, também, que os empréstimos das concessionárias que
compõem a Rede Sul-Sudeste são muito onerosos, sendo uma importante questão a
ser equacionada;

O Interventor informou que no final da intervenção pretende entregar as concessões
adimplentes, a menos dos encargos setoriais;

Foi destacado pelo Interventor que foi solicitada a renovação das concessões das
empresas que formam a Rede Sul-Sudeste. Foi realçado ainda que a Caiuá não se
mostra uma concessão viável isoladamente, pelos problemas advindos da
desverticalização anteriormente realizada. Caso se mantenha com uma concessão
isolada precisaria de um significativo aporte de recursos. Entretanto, por tratar-se de
uma concessão madura, não necessitaria desse volume de investimentos. A solução
para essa questão passaria pela junção das concessões de distribuição do Grupo Rede
localizadas no Estado de São Paulo. Nesse sentido, sugeriu que o Plano a ser
apresentado pela Energisa poderia contemplar uma transição até a obtenção da
aprovação da fusão das concessões;

Foi destacado que, no âmbito da 3ª revisão tarifaria periódica das concessionárias de
São Paulo, foram feitas considerações quanto ao procedimento de cálculo das
perdas regulatórias, dado que foram utilizados para o cálculo valores de fatores de
carga e de perdas que não retratavam adequadamente os sistemas das
concessionárias.
Foram aplicados
valores
típicos
utilizados
em
estudos
de planejamento, que não foram devidamente atualizados a partir das medições
das curvas de carga. Os valores corrigidos, que de fato representam a realidade das
concessionárias, foram enviados à ANEEL. Quando da instalação de medidores
posteriormente foram comprovados os valores teóricos informados pela empresa.
Esta diferença de reconhecimento implica em perdas financeiras, portanto dreno de
recursos nessas concessões. As perdas estão em nível altamente eficiente e baixo.
Nesse contexto, o esforço operacional e financeiro para se baixar as atuais perdas não
guarda nenhuma razoabilidade. Segundo o Interventor, a correção dessas perdas é um
_____________________________________________________________________________
120
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
pleito justo sob o ponto de vista regulatório, tendo em vista o baixíssimo nível de
perdas real dessas concessões.

Em relação ao investimento, foi destacado pelo Interventor que o Plano de
Desenvolvimento da Distribuição (PDD) não inclui os recursos necessários para
alcançar a trajetória regulatória de perdas, pois não atenderia o critério de prudência
econômica.
Em síntese os principais desafios da concessão estariam relacionados com a trajetória
regulatória de perdas, dado o erro na sua definição, com a dívida com encargos setoriais e
Itaipu e com a sua inviabilidade individual.
A questão das perdas já havia sido levantada pela Caiuá, no contexto da AP nº 09/12, relativa à
sua 3ª RTP, que foi concluída em maio de 2012. Naquela oportunidade, a concessionária
formalizou a sua contribuição ao tema perdas na distribuição, conforme apresentado a seguir:
“A Tabela adiante apresenta a evolução das perdas da distribuição nos últimos anos na área de
concessão da Caiuá estabelecida pela simples diferença entre a energia injetada e energia
fornecida, tanto em valores absolutos quanto em percentual de energia injetada, conforme os
dados enviados pela Caiuá por solicitação da ANEEL.
Por outro lado, a célula C14 da planilha “Balanço” do Arquivo, está sendo utilizado um
percentual de 7,21% para perdas da distribuição sobre a energia injetada (2), percentual bem
abaixo dos percentuais encontrados na área de concessão da Caiuá.
Tal discrepância a menor de 1,68% entre o nível de perdas da distribuição estabelecido pela
ANEEL e a realidade atual da Caiuá é avaliada em seguida segregada em perdas técnicas e
perdas não técnicas, levando em conta para essas últimas as questões regulatórias
relacionadas com o menor patamar já observado de perdas e o desconto das perdas em
unidades consumidoras (“UC´s”) sem medição.
...
_____________________________________________________________________________
121
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
“Conforme consta na célula C5 da planilha “Balanço” do Arquivo, está sendo utilizado um
percentual de 6,49% para perdas técnicas sobre a energia injetada na composição do balanço
de energia da Caiuá.
A Caiuá, em conformidade com o Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição - PRODIST que
detalha a metodologia empregada para o cálculo das perdas técnicas, estabeleceu um
percentual de 7,21% para as características do seu sistema de distribuição.
A análise sobre a diferença de 0,72% entre os níveis calculados de perdas técnicas pela ANEEL e
Caiuá está consolidada em Documento específico, parte integrante da presente contribuição a
AP.”
Com relação aos motivos que levaram à discrepância entre a perda técnica calculada pela
Caiuá e pela ANEEL, a empresa apresentou a seguinte argumentação:
“1. A comparação com os dados do 2º ciclo não deve ser utilizado como referência de
comparação ao 3º ciclo, pois no 2º ciclo para o cálculo das perdas foram utilizados valores de
fatores de carga e de perdas que não retratavam adequadamente o sistema da Empresa.
Foram aplicados valores típicos utilizados em estudos de planejamento, e que não foram
devidamente atualizados a partir das medições das curvas de carga. Desta forma, no 2º ciclo
as perdas nas redes de subtransmissão da empresa foram subestimadas, ou seja, os valores
reais eram bem superiores aos que foram calculados. Para o 3º ciclo esse problema foi sanado,
e por isso, além do crescimento do mercado explicado em detalhes neste relatório, as perdas
aumentaram tanto com relação ao 2º ciclo.
2. Também foi verificada uma inconsistência nos valores de energia passante apresentados no
2º ciclo, por esta razão não devem ser considerados como referencia para comparação com o
3º ciclo.
Diante disto, estes valores não servem como base para atribuição das perdas técnicas na
subtransmissão. Para o terceiro ciclo foram enviados valores consistentes que representam a
realidade desta concessionária. As perdas na subtransmissão devem partir dos resultados
obtidos apresentados neste trabalho.”
Analisando as contribuições aportadas pela concessionária no contexto da 3ª RTP e as
conclusões decorrentes das duas reuniões realizadas entre Caiuá e Energisa, resta claro que a
concessão apresenta, além da dívida com encargos e Itaipu, dois grandes problemas: metas
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
regulatórias de perdas, pelo erro da sua definição, e o fato de a concessionária não se mostrar
viável isoladamente.
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123
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
6.
Contexto de Elaboração do Plano de Recuperação e Correção de
Falhas e Transgressões
A Lei no 12.767/12 define, em seu artigo 12, os prazos e condições para apresentação de Plano
de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões que ensejaram a intervenção,
conforme descrito abaixo:
Art. 12. Os acionistas da concessionária de serviço público de energia elétrica sob
intervenção terão o prazo de 60 (sessenta) dias, contado do ato que a determinou,
para apresentar à Aneel um plano de recuperação e correção das falhas e
transgressões que ensejaram a intervenção, contendo, no mínimo:
I - discriminação pormenorizada dos meios de recuperação a serem empregados;
II - demonstração de sua viabilidade econômico-financeira;
III - proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de
recuperação; e
IV - prazo necessário para o alcance dos objetivos, que não poderá ultrapassar o termo
final da concessão.
§ 1º A adoção de qualquer meio de recuperação não prejudica as garantias da
Fazenda Pública aplicáveis à cobrança dos seus créditos nem altera as definições
referentes a responsabilidade civil, comercial ou tributária, em especial no que se
refere à aplicação do art. 133 da Lei nº 5.172, de 25 de outubro de 1966.
As Resoluções Autorizativas que determinaram a intervenção nas concessionárias do Grupo
Rede definem, no artigo 3o:
Art. 3º A intervenção não afetará o curso regular dos negócios da concessionária, nem
seu normal funcionamento, ficando imediatamente afastados do exercício dos seus
mandatos os Diretores, os membros dos Conselhos de Administração e do Conselho
Fiscal.
(...)
§ 3º A assembleia de acionistas da concessionária terá um prazo de 60 (sessenta dias)
para apresentar à ANEEL um plano de recuperação e correção das falhas e
transgressões que ensejaram a intervenção, contendo, no mínimo:
I – discriminação pormenorizada dos meios de recuperação a serem empregados;
II – demonstração de sua viabilidade econômico-financeira;
III – proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de
recuperação; e
IV – estipulação do prazo necessário para o alcance dos objetivos principais, que não
poderá ultrapassar o termo final da concessão.
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
A ANEEL, por meio de ofício enviado pela SFF, determinou que as concessionárias do Grupo
Rede devem apresentar uma versão atualizada de seus Planos de Recuperação e Correção das
Falhas e Transgressões, conforme as seguintes orientações da Agência:
sta nova versão do Plano deverá contemplar os principais demonstra vos contábeis
projetados como o Balanço Patrimonial, Demonstração de Resultados e Demonstração
do Fluxo de Caixa Direto. Os demonstrativos deverão seguir a contabilidade regulatória
na data base de 1 de março de 2 1 e devem ser pro etados até o ano de 2025 em
bases trimestrais e em moeda nominal. Além disso, as Concessionárias deverão
apresentar o Balanço Energético.
Por sustentabilidade, entendem-se os índices de “Dívida Líquida / [ B TDA (-) Cape ”
inferior a , vezes e “Dívida Líquida / B TDA” inferior a 5, vezes.
uanto
Dívida
Líquida, esta inclui os recolhimentos em atraso e renegociados de fornecedores,
encargos setoriais e tributos, mútuos passivos e déficits atuariais, mas não inclui
créditos a receber de entidades ligadas.
Com base no disposto na legislação vigente e nas determinações da ANEEL, o Plano de
Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões foi estruturado e concebido, considerando
as seguintes premissas:
(i)
discriminação dos meios a serem empregados para viabilizar a recuperação da
concessão;
(ii)
demonstração da viabilidade econômica e financeira da concessionária;
(iii)
apresentação da geração de caixa da concessionária após a implementação do
Plano, que deve ser compatível com o volume de serviço da dívida e a
necessidade de investimentos;
(iv)
consideração da concessionária adimplente com as obrigações intrassetoriais;
(v)
consideração da concessionária adimplente com as obrigações tributárias;
(vi)
consideração da concessionária adimplente com os empréstimos adquiridos
com partes relacionadas (mútuos passivos);
(vii)
recebimento de créditos com partes relacionadas (mútuos ativos);
(viii) eliminação do risco sistêmico em relação às concessionárias integrantes do
Grupo Rede;
(ix)
proposição de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de
recuperação; e
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
(x)
estabelecimento de prazo necessário para o alcance dos objetivos deste Plano
de Recuperação.
Neste sentido foi iniciado um intenso processo de diligência nas empresas sob intervenção,
realizado em três etapas:

A primeira etapa consistiu em interações presenciais que duraram 1 semana em cada
uma das empresas e foi caracterizada pela busca inicial e intensa de informação,
conhecimento das concessões e detecção dos principais problemas e desafios. Após
esta imersão, foi possível conhecer melhor as características principais e iniciar a
elaboração do Plano;

Na segunda etapa ocorreu uma interação mais objetiva junto às equipes de cada uma
das empresas sob intervenção, de forma a validar as principais premissas que seriam
tratadas no Plano. Objetivou-se uma maior robustez e maior aproximação com a
realidade das concessões, necessárias para a análise e para suportar a decisão do
Regulador;

A terceira etapa consistiu em realizar projeções olhando o cenário até 2025 e em
propor soluções para cada um dos temas que apresentavam problemas, as quais serão
detalhadas no Plano. Nesta etapa objetivou-se ser criterioso quanto à exigibilidade da
solução proposta, bem como ponderar os impactos financeiros e tarifários, buscando o
melhor para a concessão e seus consumidores.
Cerca de 60 profissionais da ENERGISA participaram diretamente da análise e proposição do
Plano ora apresentado, o que demonstra o comprometimento com a caracterização das
concessões e seus desafios, bem como o propósito de se refletir a realidade atual e
prospectiva.
Sob este contexto de intenso trabalho e estudo dos principais desafios das áreas de
concessões sob intervenção é que foi construído o Plano de Recuperação e Correção das
Falhas e Transgressões ora proposto.
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126
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
INDICADORES DE PREÇO
IPCA
IGPM
5,8%
5,2%
5,9%
5,8%
5,5%
5,0%
5,3%
5,0%
5,5%
5,0%
5,3%
5,0%
5,0%
5,0%
4,5%
4,5%
4,5%
4,5%
4,5%
4,5%
4,5%
4,5%
4,5%
4,5%
4,5%
4,5%
JUROS
CDI / SELIC
TJLP
8,4%
5,0%
9,7% 10,0%
5,0% 5,0%
9,5%
5,0%
9,0%
5,0%
9,0%
5,0%
9,0%
5,0%
9,0%
5,0%
8,5%
5,0%
8,5%
5,0%
8,5%
5,0%
8,5%
5,0%
8,5%
5,0%
2,33
2,03
14,0%
2,40
2,37
3,0%
2,40
2,40
0,0%
2,45
2,43
2,1%
2,50
2,48
2,0%
2,57
2,54
3,0%
2,65
2,61
2,7%
2,70
2,67
2,3%
2,77
2,74
2,3%
2,83
2,80
2,3%
2,89
2,86
2,3%
2,96
2,92
2,3%
3,02
2,99
2,3%
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%
CÂMBIO
US$ - Taxa Fim
US$ - Taxa Média
US$ - Variação Cambial
PIB
PIB Total Brasil
O Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) é o índice oficial que o Governo
Federal utiliza para medir as metas inflacionárias desde 1999. O cenário prospectivo prevê que
o IPCA ficará acima de 5,0% ao ano até 2019. Por seu lado, a expectativa para o Índice Geral de
Preços ao Mercado (IGP-M) é estabilizar em 5,0% a partir de 2015. Ambos os indicadores
convergem para o patamar de 4,5% ao ano, o que foi adotado como a inflação de equilíbrio de
longo prazo da economia brasileira.
No curto prazo, o repasse da depreciação cambial, a alta nos preços internacionais de grãos e
commodities, e o comportamento altista dos preços de serviços geram expectativa de que os
índices de preço ficarão acima do centro da meta do regime de inflação. O curto prazo das
_____________________________________________________________________________
127
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
projeções captura um potencial reajuste nos preços domésticos da gasolina, cujo impacto
tenderá a retardar a desaceleração da inflação.
Nessas circunstâncias, o Banco Central manteria a trajetória de aumento da taxa básica de
juros até 2015, quando a expectativa é que a mediana da SELIC atingirá 10,0% ao ano. O
objetivo é manter a inflação ancorada dentro dos limites do regime de metas, cuja principal
ação do banco se baseia no controle da taxa de juros básica de curto prazo. No cenário
macroeconômico utilizado neste plano, após 2015 a SELIC apresentará trajetória levemente
declinante, testando patamares de equilíbrio entre 9,0% e 8,5% ao ano.
Quanto à Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP), a expectativa é que se mantenha estável em
5,0% ao ano ao longo de todo o horizonte de projeção, o que é razoável dado à avaliação do
comportamento recente de menor volatilidade neste indexador.
A evolução recente da conjuntura econômica internacional reforçou a perspectiva geral do
mercado financeiro para acomodação da cotação cambial doméstica próxima de R$ 2,40/USD
para os próximos anos. Os fundamentos da economia brasileira seguem sustentando a
expectativa para depreciação do real, em especial as condições da inflação e suas
consequências sobre a trajetória da taxa de juros, já mencionadas, e a situação das contas
externas brasileiras. Em relação a essas, destacamos o desempenho recente da balança
comercial, cujo saldo tem sido fortemente afetado pela queda das exportações de petróleo –
em decorrência da queda da produção doméstica – e das vendas para a Argentina – que
continua limitando a entrada de produtos manufaturados brasileiros.
Períodos de volatilidade cambial poderão voltar a ocorrer no curto e médio prazos, na esteira
da formação de expectativas quanto à condução da política monetária norte-americana e
mesmo quanto ao resultado das eleições brasileiras de 2014. No longo prazo o cenário
macroeconômico adotado prevê que a variação cambial será resultante do diferencial entre a
inflação brasileira e a norte-americana, esta última medida pelo CPI (Consumer Price Index),
equivalente ao Índice de Preços ao Consumidor brasileiro.
A expectativa de crescimento do PIB para o próximo triênio é abaixo de 3,0% ao ano. Como
base dessa avaliação está o fato de que o crescimento tendencial da economia brasileira –
entendido como a velocidade média do PIB corrente, livre da volatilidade de curto prazo e de
choques exógenos que não tendem a se repetir – permanece entre 2,0% e 2,5%.
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
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128
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
lado, haverá o efeito positivo da Copa do Mundo (especialmente das obras que serão
entregues até ano que vem), o início de algumas importantes obras de infraestrutura, no
âmbito do programa de concessões, e a melhora das exportações, impulsionadas pela
recuperação em curso da economia global e pelos efeitos positivos da depreciação do real.
A expansão do crédito neste e no próximo ano seguirá sustentando a retomada da atividade
econômica, pautada principalmente em linhas voltadas aos investimentos, ao crédito
habitacional e nos repasses do BNDES.
Fatores domésticos estruturais também seguem pesando sobre o desempenho da economia
brasileira. Cabe destacar desafios conhecidos como: (i) aqueles ligados às deficiências de
infraestrutura e à qualidade da educação, que comprometem nossa competitividade; (ii) o
mercado de trabalho apertado decorrente principalmente de questões demográficas; e (iii) a
demanda externa ainda em lenta recuperação.
Ao mesmo tempo, vetores de dinamismo do consumo nos últimos anos, tais como a
mobilidade social, ainda estão presentes, mas com um ritmo de contribuição menor do que o
verificado no passado. É necessário reconhecer também o esforço pelo qual passa a grande
maioria das empresas (e das famílias), na busca de ganhos de eficiência através da redução de
despesas e revisão de processos, que implicam necessariamente uma expansão da economia
mais contida, principalmente de serviços, no curto prazo.
Efeitos regionais do crescimento do PIB serão observados no capítulo que trata o mercado da
concessionária.
Seção 7.02
Mercado
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;
_____________________________________________________________________________
129
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
b) componentes de correção dos erros, ou de média móvel, em que o valor corrente da
variável dependente está correlacionado com um processo de correção ou redução
temporal dos resíduos defasados.
O diagnóstico dos modelos foi feito a partir de estatísticas abaixo descritas:
DM – Discrepância Média: Simplesmente a média dos erros de previsão.
DAM – Discrepância Absoluta Média: Mais robusta, pois trabalha com os valores na forma
absoluta (sem sinal). Trata o erro como se fosse uma distância.
DQM – Discrepância Quadrática Média: Segue a lógica da DAM eliminando o sinal através do
quadrado. Proporciona facilidade em operações matemáticas.
DPAM – Discrepância Absoluta Média: É o erro em relação ao valor observado. Fácil
interpretação intuitiva, pois mede a discrepância em termos percentuais.
U de Theil - Mede se a previsão seria melhor utilizando a mais simples das técnicas (Método
Ingênuo).
AIC – Critério de Informação de Akaike: Penaliza o modelo através da inclusão de novas
variáveis, respeitando o princípio da parcimônia. O melhor modelo é aquele que minimiza o
AIC.
A escolha do melhor modelo se deu por meio da análise dos erros (quanto menor melhor), AIC
(quanto menor melhor) e U de Theil, que deve se encontrar entre 0 e 1. O modelo escolhido
resulta não apenas da sugestão do software, mas também de uma análise global realizada pelo
analista, entendendo o comportamento da série histórica e identificando a presença e
necessidade ou não de retirada de pontos atípicos, outliers.
Fonte de Dados
Para a construção das previsões utilizou-se como base histórica as informações
disponibilizadas no Data Room de 2001 a 2011 e os SAMPs, disponibilizados pela Aneel, para
os anos de 2012 e 2013 (até junho).
A base histórica contém dados mensais, por classe de consumo, totalizando 150 observações
(jan/01 a jun/13).
No caso da classe industrial, foi retirada do histórico do consumo a quantidade de energia
elétrica consumida de todos os clientes livres, de tal forma a projetar apenas o consumo dos
_____________________________________________________________________________
130
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
clientes cativos, sem risco de contaminação do histórico devido à migração para o Mercado
Livre.
Assim procedendo, foram projetadas 150 observações mensais, de julho de 2013 a dezembro
de 2025, para as variáveis consumo cativo e número de consumidores por classe, resultando
em projeções de consumo médio.
Também foram realizadas previsões para o consumo médio dos clientes livres, tomando como
base o número de consumidores estável até o ano de 2025.
Durante o processo de previsão houve grande interação com as áreas de Mercado das
empresas do Grupo Rede, a fim de captar percepções e avaliar se as previsões propostas
estavam coerentes com o cenário local.
Para a construção do Balanço Energético, também foram utilizadas as informações de
migrações de clientes para o Mercado Livre, bem como as previsões de ampliações e de
entrada de novas cargas. Para a classe Rural, foram utilizadas ainda as informações de entrada
de clientes em decorrência da universalização.
Por fim, foi adicionada à série a previsão de Energia Recuperada resultante das ações de
combate às perdas não técnicas, agregando ao faturamento um consumo fruto das cobranças
passadas.
Análise das Projeções – Cenário Prospectivo
As análises feitas a seguir levam em consideração o Cenário Prospectivo, englobando os
respectivos cenários de Energia Recuperada e Perdas.
Consumo
Na Caiuá, o consumo de energia elétrica Total acumulou, até junho de 2013, crescimento
ameno de 1,1% em relação ao mesmo período de 2012. Tomando como premissa este
crescimento acumulado e a taxa de crescimento média de 2,9% a.a. no período compreendido
entre os anos de 2006 e 2012, as projeções da Energisa apontam um crescimento no consumo
total de 2,0% para o fechamento do ano atual vs 2012. As projeções também apontam para
um crescimento de 4,3% no ano de 2014 vs 2013, taxa amortizada suavemente no decorrer
dos anos subsequentes, encerrando o período 2013 – 2025 com um crescimento geométrico
de 3,5% a.a. no consumo do mercado Total da Caiuá.
_____________________________________________________________________________
131
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Retirando todo e qualquer efeito das migrações, seja na classe comercial ou industrial, o
consumo Total atingiria crescimento médio de 4,1% a.a. no período 2006/2012.
Consumo Total - CAIUÁ
Total GWh
1.800
1.600
1.400
Cresc. Acum.
2006/2012
2,9%
Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum.
2013/2025
3,5%
15,0
13,0
11,0
1.200
9,0
1.000
7,0
800
4,3
600
400
3,6
3,5
3,5
3,5
3,4
3,4
3,4
3,4
3,3
3,3
3,3
2,0
5,0
3,0
1,0
200
-
-1,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Fonte: Balanço Energético
O consumo residencial da Caiuá acumulou, até o sexto mês de 2013, crescimento de 2,3% vs
2012. Tomando como prerrogativa este crescimento acumulado em 2013 e o crescimento
médio de 4,5% a.a. no período de 2006 e 2012, as projeções da Energisa apontam um
crescimento no consumo total de 2,9% para o ano de 2013 e um crescimento médio de 4,3%
a.a. no período de 2013-2025.
Entre as classes analisadas, a Residencial é a mais afetada pela Energia Recuperada. Desta
maneira, espera-se que a Energia Recuperada agregue ao mercado residencial da Caiuá, a
partir de 2014, cerca de 3 GWh por ano. No período acumulado entre 2014 e 2025, o valor
chega a 39 GWh.
_____________________________________________________________________________
132
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Consumo Residencial - CAIUÁ
Residencial GWh
800
700
600
Cresc. Acum.
2006/2012
4,5%
Taxa de Crescimento (%)
10,0
9,0
Cresc. Acum.
2013/2025
4,3%
8,0
500
7,0
400
6,0
5,0
300
4,2
4,2
4,2
4,2
4,2
4,2
4,2
4,2
4,2
4,2
4,2
200
5,0
4,0
2,9
100
3,0
-
2,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Fonte: Balanço Energético
O consumo industrial de energia elétrica da Caiuá acumulou, até o primeiro semestre de 2013,
ligeira retração de 0,6% quando comparado ao mesmo período de 2012. Esta taxa de
crescimento influencia diretamente as projeções. Porém, a retração de 4,8% a.a. de 2006 a
2012 observada nesta classe reflete também migrações ocorridas neste período. Visando obter
o comportamento real do mercado sem o efeito de qualquer migração ocorrida ou novas
cargas, analisou-se o mercado retirando tal efeito. Desta forma, o crescimento industrial
médio no período compreendido entre os anos de 2006 e 2012, atingiria retração de -0,05%
a.a.
A Energia Recuperada na classe Industrial da Caiuá tem como previsão agregar à classe, de
2013 a 2025, 2 GWh de consumo no total.
Com base nestas prerrogativas, as projeções da Energisa indicam um crescimento geométrico
no período de 2013-2025 de 1,2% a.a., encerrando o ano de 2013 com crescimento de 1,7%.
_____________________________________________________________________________
133
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Consumo Industrial - CAIUÁ
250
Industrial GWh
Taxa de Crescimento (%)
3,0
2,8
Cresc. Acum.
2006/2012
-4,8%
200
Cresc. Acum.
2013/2025
1,2%
2,6
2,4
150
2,2
2,0
1,7
100
1,8
1,6
1,4
50
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,4
1,2
-
1,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Fonte: Balanço Energético
O consumo de energia elétrica da Caiuá na classe comercial acumulou, até junho de 2013,
1,8% de crescimento vs o mesmo período de 2012. Levando em consideração a série histórica
do consumo comercial, a classe apresentou um crescimento médio de 6,7% a.a. de 2006 a
2012. A classe comercial, bem como a industrial, também é afetada diretamente pelas
migrações para o ambiente de contratação livre (ACL). Expurgando-se os efeitos das migrações
ocorridas, o crescimento da classe comercial atingiria um crescimento médio de 7,3% a.a. no
período 2006-2012.
A Energia Recuperada na classe Comercial é mais significativa quando comparada à classe
Industrial. No período compreendido entre 2013 e 2025, espera-se que a Energia Recuperada
agregue ao mercado comercial aproximadamente 8 GWh.
Corroborando estas premissas, espera-se um crescimento médio de 3,6% a.a. no período
2013-2025.
_____________________________________________________________________________
134
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Consumo Comercial - CAIUÁ
Comercial GWh
450
400
Cresc. Acum.
2006/2012
6,7%
350
Taxa de Crescimento (%)
9,0
Cresc. Acum.
2013/2025
3,6%
8,0
7,0
300
6,0
4,9
250
4,2
200
4,0
3,9
5,0
3,7
3,6
3,5
3,4
3,3
150
100
10,0
3,2
3,1
3,0
4,0
3,0
2,1
2,0
50
1,0
-
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Fonte: Balanço Energético
Na Caiuá, o consumo de energia elétrica na classe Rural acumulou, até junho de 2013, ligeira
retração de 0,1% vs 2012. No período compreendido entre 2006 e 2012 a classe Rural atingiu
um crescimento médio de 4% a.a..
A Energia Recuperada na classe Rural agregará ao mercado da Caiuá até 2025, 8 GWh.
Com base nestas premissas, as projeções da Energisa apontam um crescimento de 1,3% para o
ano de 2013 e crescimento médio de 4,1% a.a. no consumo Rural no período 2013-2025.
Consumo Rural - CAIUÁ
Rural GWh
100
Cresc. Acum.
2006/2012
4,0%
Taxa de Crescimento (%)
10,0
9,0
Cresc. Acum.
2013/2025
4,1%
8,0
80
7,0
5,6
6,0
60
3,9
3,9
3,9
3,9
3,9
3,9
3,9
3,9
3,9
3,9
3,9
5,0
4,0
40
3,0
20
1,3
2,0
1,0
-
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Fonte: Balanço Energético.
_____________________________________________________________________________
135
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Resumo das projeções de Consumo - Caiuá
Crescimento Consumo (% a.a.) - CAIUÁ
15,0
10,0
5,0
6,7 7,3
4,5 4,5 4,3
3,6
4,0 4,0 4,1
2,7 2,7 2,8
2,9
4,1 3,5
1,2
-0,0
2006/2012
-5,0
2006/2012 **
-4,8
2013/2025
-10,0
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Outros
Total
Fonte: Balanço Energético
Consumo Livre e Número de consumidores
O número de consumidores livres da Caiuá em dezembro de 2012 era de 5 clientes livres. Até
junho de 2013, o Ambiente de Contratação Livre (ACL) já contava com 6 clientes livres.
Considerou-se estável o número de consumidores livres até 2025.
Em contrapartida, com a série histórica do consumo livre dos clientes da Caiuá, projetou-se o
consumo no ACL. Até junho de 2013, o mercado livre da Caiuá cresceu 59% vs 2012. Tal
crescimento pode ser explicado pelo menor número de consumidores, pois, no primeiro
semestre de 2012 só havia 3 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 23,9% vs 2012. As projeções apontam crescimento médio de 2,5% a.a. no
período 2013-2025.
_____________________________________________________________________________
136
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Consumo Ambiente de Contratação Livre (% a.a.) - CAIUÁ
100
Consumo GWh
90
80
30,0
Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum.
2013/2025
2,5%
23,9
70
25,0
20,0
60
50
15,0
40
10,0
30
20
5,0
10
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Fonte: Balanço Energético
Número de Consumidores
Até junho de 2013, a Caiuá cresceu, em número de consumidores, 2,5% vs 2012. Entre 2006 e
2012, o crescimento médio foi de 2,3% a.a.. Levando em consideração o número de
consumidores realizado até o momento e o histórico, espera-se que o número de
consumidores cresça em torno de 2,4% a.a. no período de 2013 a 2025, finalizando o ano de
2013 com aumento de 2,2%.
Número de Consumidores
TOTAL (Unidade)
350.000
300.000
Cresc. Acum.
2006/2012
2,3%
Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum.
2013/2025
2,4%
6,0
5,0
250.000
4,0
200.000
150.000
2,2
2,5
2,5
2,5
2,4
2,4
2,4
2,4
2,4
2,4
2,3
2,3
2,3
3,0
2,0
100.000
1,0
50.000
-
-
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Fonte: Balanço Energético
Em relação ao número de consumidores residenciais vinculados à Caiuá, o crescimento até o
primeiro semestre de 2013 foi de 2,2% vs 2012. Tendo como base o crescimento acumulado
_____________________________________________________________________________
137
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
até o período atual e a série histórica dos dados, as projeções da Energisa indicam um
crescimento médio de 2,1% a.a. no período compreendido entre os anos de 2013 e 2025,
finalizando o ano de 2013 com crescimento de 1,9%.
Número de Consumidores
Residencial (Unidade)
250.000
Cresc. Acum.
2006/2012
1,8%
Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum.
2013/2025
2,1%
5,0
4,5
4,0
200.000
3,5
150.000
3,0
100.000
1,9
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,5
2,0
50.000
1,5
-
1,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Fonte: Balanço Energético
O número de clientes industriais da Caiuá cresceu 14,8% até junho de 2013. Tomando como
base o forte histórico, indicando uma taxa média de crescimento de 19,5% 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 12,7%. No período 2013-2025, o crescimento geométrico pelas projeções indica 7,7%.
Número de Consumidores
Industrial (Unidade)
25.000
20.000
Cresc. Acum.
2006/2012
19,5%
Taxa de Crescimento (%)
26,0
Cresc. Acum.
2013/2025
7,7%
21,0
15.000
12,7
10.000
5.000
16,0
11,9
10,6
9,6
8,7
8,0
7,4
11,0
6,9
6,5
6,1
5,7
5,4
5,1
-
6,0
1,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
_____________________________________________________________________________
138
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Fonte: Balanço Energético
O número de consumidores comerciais da Caiuá cresceu, em média, 2,5% a.a. ao longo do
período 2006-2012. Até junho de 2013, a classe comercial expandiu 2,3% o número de clientes
comerciais quando comparado ao mesmo período de 2012. As projeções da Energisa,
tomando como premissa todo o histórico de número de clientes comerciais e o crescimento
até o primeiro semestre de 2013, indicam um crescimento de 2,2% ao final de 2013. No
período dos doze anos subsequentes, as projeções apontam um crescimento de 2,4% a.a para
o período.
Número de Consumidores
Comercial (Unidade)
30.000
25.000
Cresc. Acum.
2006/2012
2,5%
Taxa de Crescimento (%)
4,5
Cresc. Acum.
2013/2025
2,4%
4,0
20.000
3,5
15.000
10.000
5,0
3,0
2,2
2,4
2,4
2,4
2,4
2,4
2,4
2,4
2,4
2,4
2,4
2,4
2,4
2,5
2,0
5.000
1,5
-
1,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Fonte: Balanço Energético
O número de consumidores rurais da Caiuá apresentou um crescimento médio de 3,4% no
período compreendido entre os anos de 2006 e 2012. Até junho de 2013, o crescimento do
número de clientes rurais da Caiuá atingiu crescimento ameno de 0,2% vs 2012 .
As projeções da Energisa apontam para o período 2013-2025 um crescimento médio de 2,1%
a.a. Para 2013, espera-se que o número de clientes rurais atinja expansão de 0,5%.
_____________________________________________________________________________
139
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Número de Consumidores
Rural (Unidade)
20.000
18.000
Cresc. Acum.
2006/2012
3,4%
16.000
Taxa de Crescimento (%)
4,5
Cresc. Acum.
2013/2025
2,1%
4,0
14.000
3,5
12.000
3,0
2,3
10.000
2,3
2,2
2,2
2,1
2,1
2,1
2,0
2,0
1,9
8.000
1,9
2,5
1,9
6.000
4.000
5,0
2,0
1,5
1,0
0,5
2.000
0,5
-
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Fonte: Balanço Energético
Resumo das projeções de número de consumidores - Caiuá
Crescimento Nº Consumidores (% a.a.) - CAIUÁ
19,5
20,0
2006/2012
2013/2025
18,0
16,0
14,0
12,0
10,0
7,7
8,0
6,0
4,0
2,0
1,8
2,5
2,1
2,4
3,4
3,3
2,1
2,6
2,3
2,4
-
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Outros
Total
Fonte: Balanço Energético
Consumo Médio
O crescimento do número de clientes demonstra que o aumento do mercado, ao longo do
período em análise, se deveu basicamente ao número de clientes e não ao consumo médio.
No período de 2006-2012, o consumo total médio registrou o ameno crescimento de 0,5%.
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 ligeira retração de 0,3% vs
2012. Este fato pode ser explicado pelo histórico do crescimento de número de consumidores
_____________________________________________________________________________
140
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
em maior proporção do consumo. Entretanto, espera-se que o cenário inverta em 2014 e
suavize no longo prazo, encerrando o período 2013/2025 com crescimento médio de 1,1% a.a.
Retirando todo e qualquer efeito de migração, o consumo médio total encerraria o período
2006/2012 com crescimento médio de 1,7% a.a..
Consumo Médio por Consumidor - Total - CAIUÁ
600,0
Total (KWh/Mês)
Cresc. Acum.
2006/2012
0,5%
500,0
Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum.
2013/2025
1,1%
4,0
400,0
3,0
1,8
300,0
2,0
1,1
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
200,0
100,0
5,0
1,0
-0,3
0,0
0,0
-1,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Fonte: Balanço Energético
O Consumo Residencial Médio da Caiuá fechou o ano de 2012 com 190 kWh/consumidor/mês,
acima dos 180 kWh/consumidor/mês da Região Sudeste e dos 159 kWh/consumidor/mês do
Brasil. Estes resultados mostram que se trata de um consumo médio elevado, fruto da elevada
renda média, refletindo uma população de alto poder aquisitivo e bem equipada em termos de
eletrodomésticos nos domicílios.
De acordo com as projeções, o consumo residencial médio fechará o ano de 2013 com
crescimento de 1,0%. No período de 2013-2025, projeta-se um crescimento médio de 2,1%
a.a..
_____________________________________________________________________________
141
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Consumo Médio por Consumidor - Residencial - CAIUÁ
Residencial (KWh/Mês)
300,0
250,0
Cresc. Acum.
2006/2012
2,6%
Taxa de Crescimento (%)
5,0
4,5
Cresc. Acum.
2013/2025
2,1%
4,0
3,5
200,0
2,9
150,0
3,0
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,5
2,0
100,0
1,5
1,0
1,0
50,0
0,5
0,0
0,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Fonte: Balanço Energético
No industrial, o consumo médio encerrou em queda de 20,3% no período de 2006 a 2012. Este
resultado é fortemente influenciado pelas migrações para o Mercado Livre. Retirando o efeito
das migrações ocorridas, o consumo médio industrial encerraria o período entre 2006 e 2012
ainda com retração, embora um pouco mais baixa, de 16,4% a.a..
Levando em consideração todo histórico e as demais projeções acima, espera-se que o
consumo industrial médio encerre o ano de 2013 com queda de 9,8% vs 2012 e que amenize a
queda ao longo dos anos, finalizando o período 2013-2015 com queda de 6%.
Consumo Médio por Consumidor - Industrial - CAIUÁ
1.800,0
Industrial (KWh/Mês)
20,0
Taxa de Crescimento (%)
1.600,0
15,0
Cresc. Acum.
2006/2012
-20,3%
1.400,0
Cresc. Acum.
2013/2025
-6,0%
1.200,0
10,0
5,0
1.000,0
800,0
600,0
-9,8
-9,4
-8,5
-7,6
-6,9
-6,3
-5,8
-5,3
-4,9
-4,6
-4,3
-4,0
-3,7
0,0
-5,0
-10,0
400,0
200,0
-15,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Fonte: Balanço Energético
_____________________________________________________________________________
142
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
O consumo médio comercial atingiu crescimento médio de 4,1% a.a ao longo de 2006-2012.
Retirando efeitos de migrações, o crescimento do consumo comercial médio seria de 4,6% a.a.
no período 2006-2012. As projeções da Energisa apontam que o consumo comercial médio
encerrará o ano de 2013 com ligeira queda de 0,2% vs 2012. No período de 2013 a 2025, a taxa
de crescimento será de 1,2% a.a..
Consumo Médio por Consumidor - Comercial - CAIUÁ
Comercial (KWh/Mês)
1.800,0
1.600,0
1.400,0
Cresc. Acum.
2006/2012
4,1%
Taxa de Crescimento (%) 6,0
Cresc. Acum.
2013/2025
1,2%
5,0
4,0
1.200,0
3,0
2,5
1.000,0
1,8
800,0
1,6
1,5
1,3
600,0
400,0
1,2
2,0
1,1
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
-0,2
1,0
0,0
200,0
0,0
-1,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Fonte: Balanço Energético
No Rural, o consumo médio apresentou crescimento ameno de 0,6% no período entre 2006 e
2012. Corroborando as projeções de consumo e número de consumidores acima, espera-se
que o ano de 2013 encerre com um crescimento de 0,8% vs 2012. No período 2013-2025 as
projeções apontam um crescimento médio de 1,9% a.a..
Consumo Médio por Consumidor - Rural - CAIUÁ
Rural (KWh/Mês)
700,0
600,0
500,0
Cresc. Acum.
2006/2012
0,6%
Taxa de Crescimento (%)
5,0
4,5
Cresc. Acum.
2013/2025
1,9%
4,0
3,2
3,5
3,0
400,0
300,0
1,6
1,6
1,7
1,7
1,8
1,8
1,9
1,9
2,0
2,0
2,0
2,5
2,0
1,5
200,0
0,8
1,0
100,0
0,5
0,0
0,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Fonte: Balanço Energético
_____________________________________________________________________________
143
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Resumo das projeções de Consumo Médio - Caiuá
Crescimento Consumo Médio por Consumidor (% a.a.) - CAIUÁ
10,0
5,0
4,1 4,6
2,6 2,6 2,1
1,2
0,6 0,6
1,9
0,2
0,5
1,7 1,1
-0,5 -0,5
-5,0
-6,0
-10,0
2006/2012
-15,0
2006/2012 **
-16,4
-20,0
2013/2025
-20,3
-25,0
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Outros
Total
Fonte: Balanço Energético.
Seção 7.03
Regulatório
** Sem efeito de migrações.
(a) Qualidade da Energia e Compensações
Indicadores de continuidade individuais
Um aspecto relevante nas projeções econômico-financeiras que acompanham o Plano de
Recuperação 2014-2025 é a definição dos limites regulatórios que podem vir a ser fixados pelo
Regulador, para além dos valores atuais, oficialmente reconhecidos, bem como, dos
patamares de DEC e FEC a serem observados pela distribuidora ao longo dos anos. Essa
evolução é importante para orientar as ações necessárias em busca do atingimento da
estratégia das compensações individuais e para o cálculo do Componente Q do Fator X na
projeção dos próximos eventos tarifários da distribuidora.
Mas, mais do que isso, essas trajetórias são fundamentais para a definição dos investimentos e
do custo operacional a ser incorrido na área de concessão até 2025, balizando os desembolsos
a serem realizados na prestação do serviço adequado e dimensionando os aportes tarifários da
sociedade. O gráfico seguinte apresenta esses referenciais (limites regulatórios e projeção de
realizado), adotados no presente Plano de Recuperação:
_____________________________________________________________________________
144
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
CAIUÁ
12
10,20
9,64
10
8,96
8,59
8,91
8,27
8,54
8,26
7,82
8
7,62
7,98
7,42
7,69
7,21
7,41
7,01
7,13
6,81
6
4
7,69
8,22
7,59
8,14
7,27
7,91
6,82
7,54
6,62
7,26
6,42
6,98
6,21
6,69
6,01
6,41
5,81 6,13
6,85
6,61
6,56
6,28
6,40
6,00
6,20
6,00
5,61 5,85
5,40 5,56
5,20 5,28
5,00 5,00
2022
2023
2024
2025
2
0
2013
2014
DEC previsto
2015
2016
FEC previsto
2017
2018
DEC limite projeção
2019
2020
FEC limite projeção
2021
DEC limite homolog
FEC limite homolog
Como pode ser observado no gráfico anterior o Plano de Recuperação considera que a Caiuá
deve ser submetida ao longo dos próximos anos a uma trajetória de limites regulatórios que
busque con ergir para o chamado “padrão de rede”, limite técnico de um sistema de
distribuição de energia baseado primordialmente em redes elétricas aéreas.
No Plano de Recuperação consideramos, portanto, que os limites regulatórios tendem a
avançar na direção desse padrão de rede e que a distribuidora precisa ter um DEC e FEC
realizado abaixo desses patamares, sem descuidar ainda das compensações individuais a
serem pagas à medida que a margem de segurança reduz.
Importante frisar que a definição dessa trajetória objetiva fornecer parâmetros para as
projeções econômico-financeiras, mas não tem a pretensão de substituir a metodologia de
fixação dos limites regulatórios por parte da ANEEL, que observa quesitos estatísticos próprios,
pautados na comparação de desempenho entre conjuntos elétricos e definidos no âmbito dos
Procedimentos de Distribuição – PRODIST e no informe periódico de dados por todas as
distribuidoras do país.
Relativamente aos montantes previstos de pagamento de compensações por violação dos
limites de continuidade individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI), esse Plano de Recuperação
considerou a necessidade de buscar manter esses desembolsos sobre controle, tendo,
portanto, utilizado o valor pago em 2010 (R$ 170 mil) como referencial de desembolso até
2025, o que representaria um comprometimento da ordem de 0,21%.
_____________________________________________________________________________
145
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Ou seja, propõe-se a realização de uma trajetória constante de pagamento de compensações
por violação dos indicadores de continuidade individuais. Essa trajetória constante se pauta no
menor valor histórico observado na área de concessão e introduz a necessidade da
distribuidora aperfeiçoar suas ações operativas progressivamente de forma a fazer frente a
perda da margem de segurança que ocorrerá ao longo dos anos.
De forma a garantir uma trajetória para os indicadores de qualidade compatível com a
projeção do 3CRT está inserido no planejamento da Empresa, investimentos na ordem de R$
15 milhões destinados a automação de subestações e alimentadores e outros investimentos
associados à melhoria da qualidade do serviço, no período 2013 a 2018.
Indicadores de conformidade de tensão
Por fim, tal qual proposto para as compensações relativas aos indicadores de continuidade, em
termos de compensações por violação dos limites de conformidade de tensão propõe-se ações
que garantirão um equilíbrio e manutenção do patamar atual de compensações pagas ao
longo do período de transição.
Importante destacar que essa proposição de equilíbrio de compensações com perfil constante
ao longo do período de transição não deve ser avaliada sob a ótica de estagnação da melhoria
do produto ofertado aos consumidores, mas sim na manutenção de um patamar de
compensações apesar da ampliação da oferta de energia e elevação de mercado consumidor
que inevitavelmente serão observados durante o período de transição, e que naturalmente
impactam a formação dos indicadores de conformidade de tensão.
Para fins das projeções foi adotado o valor de R$ 2.465/ano no período 2014-2025, lembrando
que os valores pagos historicamente pela Caiuá estão nesse mesmo patamar.
(b) Perdas Regulatórias
Como já mostrado no Capitulo 4, a Caiuá possui uma trajetória de perdas abaixo do patamar
real de operação da empresa.
Este descasamento faz com que a empresa incorra em perda financeira considerável ao longo
do ciclo de revisional. A perda homologada no 3º ciclo de revisão tarifária se encontra abaixo
ilustrada.
_____________________________________________________________________________
146
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Perdas Regulatórias
2013
2014
2015
2016
Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta)
1,14%
1,14%
1,14%
1,14%
Limite de Redução (a.a)
Referencial Regulatório PNT/BT
1,14%
0,00%
1,14%
0,00%
1,14%
0,00%
1,14%
Referencial Regulatório PT/Einj
6,66%
6,66%
6,66%
6,66%
Os valores de perda técnica e perda não técnica homologada constroem a seguinte trajetória
de perdas totais sobre energia injetada.
Perda Total / En. Injetada
7,3%
7,3%
7,3%
7,3%
2013
2014
2015
2016
A partir da trajetória homologada e de forma a buscar a aderência regulatória - a fim de
estancar a evicção de valor da concessão pelo não repasse tarifário – estimou-se a trajetória
de operação para os próximos anos aderente ao atual patamar de perdas e potencial máximo
de redução que se visualiza.
Neste sentido, é traçado para este cenário prospectivo a seguinte trajetória de perdas totais
sobre energia injetada, da empresa e regulatória.
Trajetória de Perdas Totais (Regulatória versus Real)
% Perdas Totais
10,00%
5,00%
0,00%
2013
Perda Regulatória 7,33%
Perda Empresa
8,87%
2014
7,33%
2015
7,33%
2016
7,33%
2017
7,33%
2018
7,33%
2019
7,33%
2020
7,33%
2021
7,33%
2022
7,33%
2023
7,33%
2024
7,33%
2025
7,33%
8,61%
8,35%
8,09%
7,83%
7,83%
7,83%
7,83%
7,83%
7,83%
7,83%
7,83%
7,83%
(*) Perdas apresentadas em ano gregoriano
_____________________________________________________________________________
147
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
A trajetória de perda regulatória considerada neste cenário prospectivo é apresentada abaixo,
sendo que o período considerado é o ano tarifário. Observa-se que a empresa não alcança
neste cenário o patamar regulatório homologado.
Perdas Regulatórias
Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta)
Limite de Redução (a.a)
Referencial Regulatório PNT/BT
Referencial Regulatório PT/Einj
2013
1,14%
1,14%
6,66%
2014
1,14%
-0,01%
1,14%
6,66%
2015
1,14%
0,00%
1,14%
6,66%
2016
1,14%
0,00%
1,14%
6,66%
2017
1,14%
0,00%
1,14%
6,66%
2018
1,14%
0,00%
1,14%
6,66%
2019
1,14%
0,00%
1,14%
6,66%
2020
1,14%
0,00%
1,14%
6,66%
2021
1,14%
0,00%
1,14%
6,66%
2022
1,14%
0,00%
1,14%
6,66%
2023
1,14%
0,00%
1,14%
6,66%
2024
1,14%
0,00%
1,14%
6,66%
2025
1,14%
0,00%
1,14%
6,66%
Ressalta-se que a perda econômica pela evicção de valor neste cenário de perdas é de cerca de
R$ 15 milhões até 2025.
Por fim ressalta-se que além do esforço financeiro, há um esforço técnico e operacional
enorme de exequibilidade da trajetória. A perda da Caiuá por ser de caráter técnico demanda,
na grande maioria dos recursos, investimentos na rede para que se possa adequar ao patamar
regulatório. Estes investimentos possuem um ganho marginal muito baixo, enquanto que os
montantes de recursos financeiros destinados são altíssimos. Ou seja, não há razoabilidade
econômica e técnica em empresas com patamar baixo de perdas, como a Caiuá, de ser
alcançar a trajetória homologada.
(c) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Ativos
Conforme apresentado no item 4.02 (e) a distribuidora possui montante de R$ 458,4 mil para
incorporação de redes e devolução aos consumidores dos valores antecipados no âmbito do
Programa de Universalização) e R$ 3,4 milhões (valor histórico) de restituições a serem
realizadas até o ano de 2015.
Em vista dos valores envolvidos e no prazo limite de 2015 para a restituição aos consumidores
e incorporação da maior parte das obras, adotou-se a premissa de quitação do passivo até o
prazo final da concessão da distribuidora, considerando a incidências das atualizações, juros e
multas previstos na legislação vigente.
(d) Compra de Energia
Para a composição da compra de energia pela distribuidora, foram considerados os contratos
firmados e projeções de aquisição futura de energia nos leilões regulados (A-1, A-3 e A-5),
tendo em vista os limites regulatórios de aquisição e repasse da energia.
As Cotas de Garantia Física de Energia e Potência foram mantidas constantes ao longo dos
próximos anos, não sendo contemplada alteração em decorrência do vencimento de
_____________________________________________________________________________
148
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
concessões de geração. Essa hipótese conservadora demonstra-se adequada, uma vez que
alterações envolveriam redistribuição de Cotas e de CCEARs entre todas as distribuidoras.
Neste cenário considera-se que a ANEEL aprovará o recebimento da cessão temporária do
CCEAR da UHE Belo Monte da CNEE, nos anos de 2016 a 2020, solicitada por meio da
correspondência RSS-INT-233/2013, datada de 1º de agosto.
A partir da análise da cobertura contratual projetada, observa-se para o ano de 2013
perspectiva de subcontratação. Importante ressaltar, entretanto, que devido ao expressivo
volume de cancelamento e postergação de CCEARs de Leilões nos quais a Caiuá participou, a
distribuidora possui “e posição in oluntária” suficiente para cobrir a subcontratação
vislumbrada. Para os demais anos, a perspectiva é de manutenção da cobertura contratual
dentro da faixa de 100% a 105%.
Projeção do PLD
Para a projeção do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD adotou-se a composição da
estimativa do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) até 2025, descrita em 2 etapas, sendo
a primeira referente ao tratamento dado para unificação de projeções de PLDs distintas,
resultantes do modelo computacional Newa e a partir de
reços”), e a segunda referente
bases de dados (ou “ ecks de
metodologia utili ada, isando incorporar o efeito indireto
da inflação nas projeções de PLD ao longo do horizonte de estudo.
Etapa 1: para o horizonte de projeção definido até 2025, foi necessária utilização de 2 bases de
dados, ou “ ecks de preços”, para simulação do modelo computacional Newa e:
i.
O primeiro Deck, cujo horizonte de estudo é dezembro/2017, resulta da atualização
das premissas de entrada do modelo Newave verificadas no Programa Mensal de
Operação (PMO) do ONS de setembro/2013, sendo o primeiro mês a considerar a nova
metodologia de aversão a riscos, com a utilização do CVaR na função de custo futuro
incorporada ao modelo, conforme determinou a Resolução CNPE 03.
A simulação resulta em 2000 cenários de Custos Marginais de Operação (CMOs), sendo que
em seguida, para cada cenário, os resultados foram limitados a valores mínimos e máximos de
R$ 14,13/MWh e R$ 780,03/MWh, respectivamente, a fim de adequar os CMOs para valores
de PLDs, considerando seus limites estabelecidos pela regulamentação vigente. Por fim, após
inclusão das limitações, calculou-se a média mensal resultante dos 2.000 cenários.
_____________________________________________________________________________
149
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
ii.
O segundo Deck, com valores simulados até dezembro/2022, resultou no conjunto dos
Custos Marginais de Operação (CMOs), divulgados pela EPE (Empresa de Pesquisa
Energética) para o cálculo dos valores esperados do Custo de Operação (COP) e do
Custo Econômico de Curto Prazo (CEC) dos empreendimentos de geração do Leilão de
Energia A-5 de agosto/2013. Os valores dos CMOs disponibilizados também foram
objetos de ajuste, que os limitou aos preços de liquidação das diferenças – PLD mínimo
(R$ 14,13/MWh) e máximo (R$ 780,03/MWh), conforme regulamentação vigente. Os
valores mensais resultaram da média dos 2.000 cenários gerados pela simulação.
Uma vez que a versão do Newave base para os valores de CMOs divulgados pela EPE não
incorporou o CVaR como métrica de mitigação de riscos, este cenário considera apenas as
variações percentuais mensais do resultado da EPE a partir dos meses de janeiro/2018 a
dezembro/2022. Essas variações percentuais foram aplicadas a partir do último mês do
horizonte da simulação do item (i) - dezembro/2017 – buscando incorporar, desta forma, a
sinalização do efeito da mitigação de riscos nos resultados pós 2018.
A partir de 2023 e até 2025, não foi encontrado nenhum estudo ou deck oficial que respalde
na formulação de um cenário prolongado. Portanto, o resultado do mês de dezembro/2022 foi
replicado para os demais meses, até dezembro/2025.
Etapa 2: o segundo tratamento dado à projeção do PLD descrita na Etapa 1 foi buscar refletir o
efeito da inflação, ao longo do horizonte de estudo, uma vez que se entende que o PLD será
impactado indiretamente pelos ajustes nas parcelas fixas dos contratos por disponibilidade e
nos cálculos dos CVUs para as usinas. Portanto, adotou-se como premissa que as fontes não
hidráulicas estão sujeitas aos reajustes monetários, e estas, por sua vez, representam em
média 29,8 % do suprimento da carga projetada até 2025. Como resultado, ao IGPM projetado
foi aplicada a proporção da geração não hidráulica no suprimento da carga projetada no
horizonte de estudo.
O Gráfico abaixo descreve as etapas utilizadas, bem como o resultado da formulação do
cenário utilizado neste Plano:
_____________________________________________________________________________
150
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Premissas para projeção de PLD
ONS - PMO Setembro/2013
EPE - Leilão A-5 2013
Etapa 1 - Composição Energisa
Etapa 2 - Energisa c/ efeito da inflação
300
PLD - R$/MWh
250
200
150
100
50
set/13
jan/14
mai/14
set/14
jan/15
mai/15
set/15
jan/16
mai/16
set/16
jan/17
mai/17
set/17
jan/18
mai/18
set/18
jan/19
mai/19
set/19
jan/20
mai/20
set/20
jan/21
mai/21
set/21
jan/22
mai/22
set/22
jan/23
mai/23
set/23
jan/24
mai/24
set/24
jan/25
mai/25
set/25
0
(e) P&D e PEE
No Capítulo 4 fo apresentado para a Caiuá o quadro indicativo dos saldos atuais existentes nas
Contas Contábeis do P&D e PEE, ainda a serem aplicados, abaixo reproduzido:
Saldo em junho/2013 do P&D e PEE
SALDO EM JUNHO/2013
PEE
EMPRESA
SALDO c/
SELIC
CAIUÁ
6.078,74
SALDO s/ SELIC
3.481,50
P&D
LIMITE
2.477,31
SALDO c/
SELIC
3.533,46
SALDO s/
SELIC
1.977,33
LIMITE
991,35
Valores em Reais/mil
A diferença entre as colunas Saldo s/SELIC e Limite, na tabela acima, estabelece o patamar de
desembolsos a ser efetivado para a regularização dos programas, corrigindo os valores
históricos acumulados. No caso da Caiuá são necessários ainda serem investidos (saldo
acumulado) R$ 1.004,19 mil no PEE e R$ 985,98 mil no P&D.
Entretanto, considerando a experiência da empresa na condução do P&D e do PEE e o
montante total do passivo formado ao longo dos anos, não é possível que a regularização dos
saldos ocorra dentro dos prazos previstos nos regulamento vigentes (Manual do P&D e Manual
do PEE).
Outrossim, existe a necessidade que as ações da empresa no presente transcorram dentro de
um ritmo de normalidade de tratamento das novas receitas que vão sendo agregadas as
Contas Contábeis, ou seja, a solução do passivo deve se dar de forma adicional, sem
comprometer ações endereçadas no presente, para a condução atual dos projetos.
A solução para a distribuidora, em prol do atendimento dos comandos regulatórios vigentes,
passa, portanto, pela necessidade de ampliação dos prazos necessários para que sejam
_____________________________________________________________________________
151
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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 2013.
As tarifas médias de partida9, definidas por classe para os consumidores cativos, são o
resultado da ponderação das homologadas (atual Anexo I da Resolução Homologatória nº
1.524/2013) 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.
9
Utilizou-se para apurar as tarifas médias de partida o arquivo de abertura tarifária (PCAT) resultante do
processo último de reajuste e revisão.
_____________________________________________________________________________
152
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Descrição
#
Valor
Descrição
Tarifa de Fornecimento
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Outros
R$/MWh
R$/MWh
R$/MWh
R$/MWh
R$/MWh
289,29
238,30
268,13
204,89
203,33
Tarifa Suprimento
R$/MWh
-
Tarifa Livre
R$/MWh
42,07
R$/kW
R$/kW
R$/kW
R$/kW
0,62
0,85
1,15
-
Tarifa Uso Geração
A2
A3
A3a
A4
#
Tarifa Uso Distribuição
A2 Demanda Ponta
A2 Demanda Fora de Ponta
A2 Energia
A3 Demanda Ponta
A3 Demanda Fora de Ponta
A3 Energia
A3a Demanda Ponta
A3a Demanda Fora de Ponta
A3a Energia
A4 Demanda Ponta
A4 Demanda Fora de Ponta
A4 Energia
Valor
R$/kW
R$/kW
R$/MWh
R$/kW
R$/kW
R$/MWh
R$/kW
R$/kW
R$/MWh
R$/kW
R$/kW
R$/MWh
18,47
4,80
4,98
-
Como as tarifas médias calculadas acima consideram os descontos tarifários, é necessário
compor a receita com a subvenção recebida via CDE para cobrir os descontos, conforme
mostrado na tabela abaixo.
Descrição
Repasse CDE
CDE - SUBSIDIO CARGA FONTE INCENTIVADA
CDE - SUBSIDIO GERAÇÃO FONTE INCENTIVADA
CDE - SUBSIDIO DISTRIBUIÇÃO
CDE - SUBSIDIO ÁGUA, ESGOTO E SANEAMENTO
CDE - SUBSIDIO RURAL
CDE - SUBSIDIO IRRIGANTE/AQUICULTOR
CDE - SUBSIDIO BAIXA RENDA
#
R$ Mil
R$ Mil
R$ Mil
R$ Mil
R$ Mil
R$ Mil
R$ Mil
Valor
1.469
184
2.108
4.923
160
2.821
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.
_____________________________________________________________________________
153
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Descrição
Outras Receitas Operacionais
Serviços Cobráveis
Encargos de Conexão
Compartilhamento de Infraestrutura
Sistemas de Comunicação (PLC)
Serviços de Consultoria
Serviços de O&M
Serviços de Comunicação
Serviços de Engenharia
Convênios
Ultrapassagem de Reativo
Ultrapassagem de Demanda
Outros
#
R$ Mil
R$ Mil
R$ Mil
R$ Mil
R$ Mil
R$ Mil
R$ Mil
R$ Mil
R$ Mil
R$ Mil
R$ Mil
R$ Mil
Valor
707
63
1.635
58
736
926
665
-
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.
_____________________________________________________________________________
154
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
A seguir apresenta-se quadro de projeção dos reajustes e revisões tarifárias10.
Descrição
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
mai/13
Reajuste
3º ciclo
mai/14
Reajuste
3º ciclo
mai/15
Reajuste
3º ciclo
mai/16
Revisão
4º ciclo
mai/17
Reajuste
4º ciclo
mai/18
Reajuste
4º ciclo
mai/19
Reajuste
4º ciclo
mai/20
Revisão
5º ciclo
mai/21
Reajuste
5º ciclo
mai/22
Reajuste
5º ciclo
mai/23
Reajuste
5º ciclo
mai/24
Revisão
6º ciclo
mai/25
Reajuste
6º ciclo
Impacto no IRT
(1)
Encargos Setoriais
(2)
Transporte de Energia
(3)
Compra de Energia
(4)
Parcela A = (1) + (2) + (3)
(5)
Parcela B
0,18%
-0,01%
10,15%
10,32%
1,80%
1,79%
-0,04%
-5,98%
-4,24%
0,90%
0,36%
0,27%
2,34%
2,97%
1,27%
0,28%
0,28%
2,01%
2,58%
3,38%
0,25%
0,25%
1,67%
2,17%
1,36%
-1,77%
0,25%
2,58%
1,06%
1,26%
0,14%
0,26%
2,75%
3,15%
1,28%
0,11%
0,26%
2,74%
3,11%
0,14%
0,09%
0,25%
2,59%
2,93%
1,10%
0,09%
0,24%
2,44%
2,76%
1,10%
0,09%
0,24%
2,07%
2,40%
1,09%
0,06%
0,24%
2,00%
2,30%
-0,39%
0,08%
0,24%
1,97%
2,29%
1,07%
(6)
(7)
(8)
(9)
(10)
IRT Econômico = (4) + (5)
IRT Financeiro
IRT Total = (6) + (7)
Reversão dos Financeiros do Ano Anterior
Efeito Médio ao Consumidor = (8) + (9)
12,12%
1,47%
13,59%
-1,84%
11,75%
-3,34%
-3,33%
-6,67%
-1,41%
-8,09%
4,24%
2,96%
7,20%
3,21%
10,41%
5,96%
2,71%
8,67%
-2,86%
5,81%
3,53%
2,24%
5,77%
-2,61%
3,16%
2,31%
2,04%
4,35%
-2,17%
2,18%
4,43%
2,73%
7,16%
-1,96%
5,20%
3,24%
2,88%
6,12%
-2,64%
3,48%
4,03%
2,68%
6,70%
-2,78%
3,93%
3,86%
2,55%
6,41%
-2,58%
3,82%
3,49%
2,49%
5,99%
-2,46%
3,53%
1,91%
2,47%
4,38%
-2,41%
1,98%
3,36%
2,51%
5,87%
-2,39%
3,48%
Fator X
Componente Pd
Componente T
Componente Q
1,64%
1,47%
0,00%
0,17%
2,26%
1,47%
0,00%
0,79%
1,47%
1,47%
0,00%
0,00%
1,19%
1,19%
0,00%
0,00%
0,86%
1,19%
0,00%
-0,33%
1,19%
1,19%
0,00%
0,00%
1,19%
1,19%
0,00%
0,00%
1,13%
1,13%
0,00%
0,00%
1,13%
1,13%
0,00%
0,00%
1,13%
1,13%
0,00%
0,00%
1,13%
1,13%
0,00%
0,00%
1,12%
1,12%
0,00%
0,00%
1,12%
1,12%
0,00%
0,00%
Data
Tipo de Evento
Ciclo Tarifário
10
Para 2013 é apresentado o evento tarifário já homologado.
_____________________________________________________________________________
155
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
O evento tarifário de 2014 apresenta um reposicionamento econômico negativo de 3,34%,
porém com uma percepção de redução de 8,09% 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 -10,25%, responsável por uma
redução de 5,98% no reposicionamento econômico. Esta mesma premissa de Compra
de Energia é responsável pela composição de um item financeiro negativo, com
impacto de -3,33%.

Em contrapartida, os Custos de Encargos Setoriais sofreram uma variação de +25,56%,
que corresponde a um impacto de 1,79% no IRT. Embora a variação dos encargos seja
elevada, o efeito é pequeno devido à pequena participação na receita (7,00%).Esta
projeção já preve o recolhimento da quarta parte do saldo remanescente de CDE,
conforme estabelecido no Art. 4ºA, § 7º, do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de
2013, com redação dada pelo Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013. O
recolhimento é previsto para os anos de 2014 a 2017.
O Transporte de Energia variou -0,92%, com impacto de -0,04% no IRT. Esta variação incorpora
a aplicação das tarifas de Rede Básica publicadas na Resolução Homologatória nº 1.555/2013.
A Parcela B variou 3,01%, com impacto de 0,90% no IRT, com destaque para a componente Q
do Fator X, de 0,79% (se confirmadas as projeções da distribuidora para os indicadores de
continuidade em 2013).
O evento tarifário de 2015 apresenta um reposicionamento econômico positivo de 4,24%, com
efeito médio para o consumidor de 10,41%. 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 5,39% e a variação da Compra de Energia é de 4,31%. A Parcela
B varia 4,01%, com uma Componente Q projetada de 0%, e tem um impacto de 1,27%.
No ano de 2016 ocorre a 4ª Revisão Tarifária Periódica da Caiuá. O reposicionamento
econômico, positivo de 5,96%, é impulsonado pela variação de 10,86% da Parcela B (calculada
_____________________________________________________________________________
156
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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 1,19%.
Este expressivo aumento na Parcela B é explicado pelo volume de investimentos que
aumentou consideravelmente a Base de Remuneração. Desta forma, o Custo Anual dos Ativos
(Remuneração do Capital, Quota de Reintegração Regulatória e Custo Anual das Instalações
Móveis e Imóveis), que no 3º Ciclo representava 30% da Parcela B, passou a responder por
37% 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
#
Evolução da Base de Remunera Regulatória
Base de Remuneração Bruta Total
Base de Remuneração Líquida Total
R$ MM
R$ MM
Evolução da Base de Remunera Regulatória
Base de Remuneração Bruta Total
Base de Remuneração Líquida Total
%
%
3º Ciclo
238
101
4º Ciclo
316
137
32,6%
34,8%
5º Ciclo
389
155
23,1%
13,4%
6º Ciclo
452
153
16,4%
-1,2%
(*) 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 20,06% com o término do recolhimento do saldo que trata o
Decreto nº 7.891, gerando um impacto negativo de 1,77%.
Na Revisão Tarifária do 5º Ciclo Revisional, que para a Caiuá ocorre no ano de 2020, há um
reposicionamento positivo de 3,24% com percepção para o consumidor de 0,14% positivo.
Enquanto Compra de Energia e Transporte permanecem sua trajetória crescente de custos, a
Parcela B cresce somente 0,41. O cálculo do Fator X para o 5º Ciclo resulta numa Componente
Pd de 1,13%.
A pequena variação de Parcela B neste evento tarifário é fruto da desaceleração do ritmo de
investimentos que permanecem em patamares normais de expansão da rede e não geram
grande acréscimo da Base de Remuneração. O Custo Anual dos Ativos passa a ser responsável
por 40% da Parcela B, ante 37% no ciclo anterior.
Nos anos de 2021 a 2023, os reajustes tarifários possuem impactos semelhantes, girando
próximos aos índices inflacionários projetados.
_____________________________________________________________________________
157
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Na Revisão Tarifária do 6º Ciclo Revisional, que para a Caiuá ocorre no ano de 2024, há um
reposicionamento positivo de 1,91% com percepção para o consumidor de 1,98% positivo.
Enquanto Compra de Energia e Transporte permanecem sua trajetória crescente de custos, a
Parcela B reduz 1,20% e reflete essa redução nos Encargos Setoriais impactados por ela. O
cálculo do Fator X para o 6º Ciclo resulta numa Componente Pd de 1,12%.
A redução de Parcela B neste evento tarifário é fruto da desaceleração do ritmo de
investimentos que permanecem em patamares normais de expansão da rede e não geram
grande acréscimo da Base de Remuneração. O Custo Anual dos Ativos permanece responsável
por 40% da Parcela B.
(g) Sanções Regulatórias
Por meio dos Despachos nº 2.413/2013 e nº 1.493/2013, a ANEEL decidiu pela suspensão dos
processos administrativos punitivos em curso da distribuidora, desde que esta renunciasse à
prescrição dos créditos suspensos tanto na esfera administrativa quanto judicial.
Em face desta situação, considera-se que a partir do fim do processo de intervenção e
assunção da empresa pelo novo sócio controlador, as sanções regulatórias transitadas em
julgado retornariam a ser exigíveis, tendo como premissas:
1. Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que
tramitam em esfera judicial, considera-se a quitação dos valores exigíveis a partir de
janeiro de 2014, diluídos ao longo de 24 (vinte e quatro) meses, prazo necessário
estimado
para
o
equacionamento
e
conclusão
dos
referidos
processos.
Adicionalmente, considera-se a desistência dos valores de sucumbência por parte
dessa Agência;
2. Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que
tramitam em esfera administrativa, adota-se o aceite pela Agência do parcelamento
em 12 (doze) meses das multas devidas, nos termos do art. 35-A da Resolução ANEEL
nº 63/200411, a partir de janeiro de 2014.
11
Art. 35-A. Os débitos originários de multas aplicadas pela ANEEL ou Agências Conveniadas poderão
ser pagos em até doze parcelas mensais e sucessivas, mediante requerimento dirigido ao Superintendente
de Administração e Finanças da ANEEL, não podendo cada parcela ser inferior a R$ 10.000,00 (dez mil
reais).
_____________________________________________________________________________
158
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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$ 7,1
R$ 0,5
R$ 7,6
Provisão Atual - Cível
Provisão Adicional
Total Cível*
R$ 0,7
R$ 0,7
R$ 1,4
Provisão Atual - Fiscal
Provisão Adicional
Total Fiscal
0,0
R$ 0,3
R$ 0,3
Total Geral
R$ 9,3
* Excluídas contingências regulatórias
No âmbito da troca indireta do controle acionário da Caiuá para a Energisa, estamos
considerando que estas provisões serão ajustadas ainda sob a gestão dos interventores.
Consideramos que as provisões cíveis e trabalhistas apresentadas acima serão pagas em até 4
anos, com o pagamento das ações judiciais de maior valor concentrada nos primeiros anos 12.
Para o pagamento das contingências fiscais, será adotada a premissa de pagamento em até 10
anos.
Adicionalmente, a partir de 2014 e até 2025, estimamos novas provisões, com o ingresso de
ações judiciais, representando novas contingências cíveis e trabalhistas, fixadas com a
obtenção de um número médio de novos processos por ano e do valor médio de provisão das
ações hoje existentes na empresa.
12
Entre a constituição da provisão e o seu pagamento, há ajustes de saldo e de correção monetária,
visando a preservação de seu valor.
_____________________________________________________________________________
159
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Ao longo dos anos, estabeleceu-se a premissa de que o número de novos processos e o valor
médio de provisão sofrerão redução, como resultado da implantação de novas políticas de
Recursos Humanos e melhor adequação da empresa à legislação trabalhista e previdenciária13.
Provisões adicionais (em R$ milhões):
 . 2014:
R$ 5,0
 . 2015:
R$ 4,9
 . 2016:
R$ 4,2
 . 2017:
R$ 4,2
 . 2018:
R$ 4,2
 . 2019:
R$ 4,3
 . 2020:
R$ 3,8
 . 2021:
R$ 3,5
 . 2022:
R$ 3,5
 . 2023:
R$ 3,5
 . 2024:
R$ 3,5
 . 2025:
R$ 3,6
Para essas novas provisões, previu-se que as reclamações trabalhistas serão quitadas em até 6
anos, contados do ano de distribuição do processo, concentrando-se 90% dos valores entre o
2º, 3º e 4º ano. Processos cíveis serão quitados em até 5 anos, concentrando-se o maior fluxo
de pagamento no 3º e 4º ano. Finalmente, os processos propostos no âmbito dos Juizados
Especiais Cíveis têm quitação prevista em até 3 anos, com pagamentos concentrados no 2º e
3º ano contados da distribuição do processo.
Seção 7.05
Operacional
(a) Evolução Custos Operacionais
A projeção dos custos operacionais para o período 2013 a 2025 foi realizada com base na
estrutura de custos atual da Empresa e a previsão dos recursos adicionais necessários para
aumentar de combate a fraudes e desvios de energia e implantar estrutura para gestão da
medição objetivando prover as condições necessárias para buscar atingir a trajetória de perdas
13
Vale ressaltar, de qualquer modo, que dado o tempo de maturação dos passivos judiciais, considerados
os prazos de prescrição e de propositura de ações, além da lentidão do Poder Judiciário, as contingências
judiciais ainda estarão sujeitas aos efeitos das atuais práticas comerciais e trabalhistas por um longo
tempo.
_____________________________________________________________________________
160
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
otimizada e descrita em 7.03. Além disto deverão ser incrementadas as atividades de
manutenção e renovação dos ativos.
Para suportar o aumento de custo da estrutura de atendimento operacional e comercial e
fazer as melhorias necessárias para manter os níveis de perdas não técnicas dentro do
previsto, projeta-se uma elevação real dos custos da Caiuá na ordem de 8,3%a.a no período
2013 a 2025. O gráfico apresentado a seguir, mostra a evolução dos custos operacionais no
referido período.
Valores em R$ Milhões, a preços junho de 2013
O presente Plano é minucioso na caracterização da realidade encontrada na Concessão. O
Custeio Operacional a ser desenhado para os próximos anos precisa considerar um rol de
ações que permita a evolução equilibrada das condições técnico-operacionais da distribuidora,
com descarte da suposição que um desembolso expressivo de recursos na partida teria o
condão de viabilizar a retomada imediata das condições ótimas de desenvolvimento das
atividades.
Observando as trajetórias dos indicadores do OPEX por Consumidor e OPEX por Energia
Faturada entre 2013 e 2025, apresentadas nos gráficos a seguir.
_____________________________________________________________________________
161
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Observando a evolução do indicador OPEX / Receita Líquida, gráfico abaixo, observa-se a
manutenção da relação em um patamar na ordem de 5%, valor que pode ser considerado
adequado para o porte da concessão.
_____________________________________________________________________________
162
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
(b) Evolução Investimentos
A projeção de investimento para fins deste Plano de Recuperação e Correção das Falhas e
Transgressões foi realizada tomando por base o Plano de Desenvolvimento da Distribuição –
PDD, elaborado pela distribuidora de acordo com os Procedimentos de Distribuição - PRODIST,
Módulo 2. Também foram considerados os insumos colhidos nas discussões realizadas nas
visitas técnicas durante os meses de julho e agosto de 2013, a opinião do Interventor e suas
equipes técnicas, além da visão de planejamento dos sistemas de distribuição internalizada no
Grupo Energisa;
Importante destacar que, a partir de 2017, a projeção de investimentos em Subestações e
Linhas de Distribuição de Alta Tensão tem caráter indicativo, em função das incertezas
fomentadas pelas elevadas taxas de crescimento de carga;
Em 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. As trajetórias e necessidades vinculadas a essas iniciativas já foram apresentadas e
justificadas nas Seções 7.03 e 7.05 do presente Plano.
Segundo as análises conduzidas, para esse cenário prospectivo, o planejamento a realizar deve
prever investimentos orientados para:

Expansão do Mercado:
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;
_____________________________________________________________________________
163
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
o



Ligação de novos consumidores.
Melhoria, Reforço e Renovação do Sistema Elétrico:
o
Ampliação de subestações;
o
Automação de subestações;
o
Construção de linhas e subestações;
o
Construção de alimentadores;
o
Automação de Alimentadores;
o
Substituição de equipamentos (religadores, disjuntores, relés, etc.);
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 geradores móveis e megajumper destinados a evitar
desligamentos programados;
o
Aquisição de Veículos para substituição de veículos locados e renovação da
frota existente;
o
Ampliação e modernização dos equipamentos de TI e Telecom;
o
Ampliação da rede de comunicação de dados e voz no interior do Estado.
A previsão de investimentos destinados à expansão, melhoria, renovação e reforços no
sistema irão provocar uma mudança no patamar de investimentos da Empresa na ordem de
39%, comparando os períodos do 3CRT como 2CRT. Este aumento de faz necessário em
função, principalmente, de:

Ampliar a capacidade de subestações, LDATs e alimentadores com carregamento
elevado;

Automatizar subestações e alimentadores;

Construir LDATs, Subestações e Alimentadores para atender ao crescimento do
mercado;

Substituição de equipamentos obsoletos e/ou em final de vida útil;

Investimentos para substituição de equipamentos contaminados com PCB –
Askarel.
_____________________________________________________________________________
164
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
O gráfico abaixo mostra a evolução do Investimento para o período 2013 a 2025. Para 2013 a
2018 a previsão foi realizada com base no PDD e informações colhidas nas visitas técnicas
realizadas. A partir de 2019, como não existem informações no PDD em relação ao sistema de
média e baixa tensão, foi realizada uma projeção com base nas previsões realizadas para o
ciclo anterior.
Valores em R$ Milhões, a preços de junho de 2013, antes do credito de impostos e capitalização de despesas.
O investimento aqui apresentado é o total, considerando todas as rubricas a serem
contempladas. Em análise comparativa com o investimento realizado no período 2008-2012
temos a destacar que:

Os investimentos nos primeiros anos se mostram necessariamente mais elevados,
visando uma recuperação das condições atuais do sistema elétrico;

Os investimentos a partir de 2017 são indicativos.
Apresenta-se nas tabelas a seguir a relação dos principais investimentos a serem realizados no
período 2013 e 2015.
Principais Investimentos Previstos
Subestações ( ALVARES MACHADO 2, P. VENCESLAU, S. ANASTACIO)
Linhas de Distribuição de Alta Tensão ( LT138KV -ALVARES MACHADO, LT138KV - P.
VENCESLAU)
Total
2013
2014
2015
4,27
8,06
-
2,97
4,95
-
7
13
-
Valores em R$ Milhões, a preços de junho de 2013, antes do credito de impostos e capitalização de despesas.
_____________________________________________________________________________
165
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Os principais investimentos a serem realizados em ativos não elétricos estão relacionados na
tabela abaixo, onde pode-se destacar a investimentos na frota de veículos e Sistema de
informática:
Ativos Não elétricos
2013
Substituição da Frota de Veículos
Investimentos em TI
Investimentos em Telecom
Total
-
2014
2015
0,73
1,05
0,54
1,90
0,85
0,62
2,3
3,4
Valores em R$ Milhões, a preços de junho de 2013, antes do credito de impostos e capitalização de despesas.
Obs: 2013 informações não disponíveis
Como pode ser observado no gráfico abaixo, a projeção de investimentos esta direcionada
para os projetos de Expansão, Melhoria e Reforço de redes, redução de perdas e direcionado
para resolver as não conformidades apontadas no Capítulo 4..
Valores em R$ Milhões, a preços de junho de 2013, antes do credito de impostos e capitalização de despesas.
No período 2014 a 2017 haverá a necessidade de um volume maior de investimentos
direcionados para sanar as não conformidades citadas no capítulo 4 e promover a conclusão
do processo de automação de subestações e alimentadores.
Importante destacar que nos próximos anos serão realizados ajustes no planejamento de
forma a adequar os investimentos a expansão do mercado e necessidades operacionais da
empresa, inclusive atacando novas frentes em que se mostrarem necessárias uma atuação da
concessionária. O gráfico a seguir mostra a previsão de investimentos para o período 2014 a
2015.
_____________________________________________________________________________
166
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Valores em R$ Milhões, a preços de junho de 2013, antes do credito de impostos e capitalização de despesas.
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 os efeitos do
grande volume de investimentos a ser aplicado no período 2014 a 2017.
_____________________________________________________________________________
167
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
(c) Programa Luz para Todos
A empresa já encerrou o Programa luz para Todos, encontrando-se totalmente universalizada
desde agosto de 2006.
Seção 7.06
Comercial
(a) Inadimplência
Com a finalidade de subsidiar o Plano de Recuperação da Caiuá, 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;
_____________________________________________________________________________
168
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Processo:

Implantação de novas variáveis na geração das listas de corte;

Ganho de produtividade das equipes de corte;
Inteligência:

Estabelecimento de estratégias no âmbito judicial e político para recuperação de
valores significativos associados a órgãos públicos;

Abordagem diferenciada para os maiores devedores privados.
Controle:

Redefinição dos indicadores de acompanhamento dos recebíveis.
A seguir apresentam-se as ações mapeadas e definidas para os próximos anos, sua evolução e
projeção das metas que pretendemos alcançar (ações táticas):

Implantar campanhas de cobrança de faturas por parte dos colaboradores: será
promovido a intensificação do uso dos colaboradores que tenham relacionamento
com os clientes de modo a realizarem a cobranças de débitos. A ação consiste em que
os envolvidos tenham pequenas carteiras de cobrança onde possam monitorar e
acompanhar o progresso dos clientes quanto ao pagamento de seus débitos. A ação
propiciará a satisfação e comodidade aos clientes, pois ofereceremos diversas
soluções: débito automático, parcelamentos, fatura por e-mail e mudança de
vencimento da conta.

Centralizar a geração da lista de corte e estabelecer meta mensal de corte: a
centralização garante a gestão padronizada dos cortes, maior controle dos débitos
vencidos e controle da efetividade e eficiência das equipes de corte.

Gerar a lista de corte relacionada a maiores valores: atuar prioritariamente com foco
nas principais dívidas, mantendo uma relação 80% das dívidas vis a vis a 20% dos
clientes.

Criação de indicadores para acompanhamento dos recebíveis: os indicadores
permitem a visão ampla dos resultados das ações e direcionam as melhorias das novas
ações tais como:
o
Métrica do Pendente: Contas a receber - (contas a vencer + vencidos até 20
dias) + Provisão para devedores duvidosos + judicial+ parcelamentos, dividido
pelo faturamento médio dos últimos 12 meses.
_____________________________________________________________________________
169
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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.
Deveremos implementar um acompanhamento efetivo na carteira de recebíveis da empresa,
ou seja, com gestão sobre o ciclo de arrecadação e o aging do contas a receber, não apenas no
indicador de arrecadação. Com indicadores específicos, eficientes, emanados de diretrizes
estratégicas que possibilitem ações mais assertivas e o foco na redução de custos é possível
alcançar uma melhoria na arrecadação com menores índices de inadimplência.
(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 é incerto. O “Manual
de Contabilidade do Setor Elétrico” pre ê a constituição da pro isão 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
Caiuá 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 2,3%. Contudo análise efetuada durante processo de diligência na Caiuá indica para
_____________________________________________________________________________
170
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
a necessidade de ajuste de R$1,9 milhões na provisão, elevando o índice para 5,7%, o que foi
admitido como premissa na projeção.
ÍNDICE DE PROVISIONAMENTO DA PDD
R$ milhões
SALDO DO CONTAS A RECEBER EM JUN/13
SALDO DA PDD
55,8
(1,3)
ÍNDICE DE PROVISIONAMENTO ORIGINAL
2,3%
PROVISÃO ADICIONAL SUGERIDA
(1,9)
ÍNDICE DE PROVISIONAMENTO AJUSTADO
5,7%
(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
Caiuá, deve ser alvo de reestruturação e adequação. Essa condição respalda-se na necessidade
de compatibilizar os recursos disponíveis vis-à-vis a necessidade de atendimento do que é
estabelecido nos regulamentos vigentes, garantindo, assim, a operabilidade da empresa em
níveis de custos sustentáveis e alinhados com a premissa de buscar a prestação do serviço
adequado e a modicidade tarifária em todas as atividades exercidas.
Adicionalmente, sustenta a proposição ora apresentada a necessidade de que a garantia da
prestação de um serviço adequado, dentro de custos operacionais eficientes, seja refletida na
satisfação do cliente. Para tanto, propõe-se ações que não somente estarão vinculadas a uma
possível revisão da estrutura de atendimento, mas também através de adequação e
otimização de processos internos que garantam o atendimento dos prazos pactuados e com a
qualidade assegurada.
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.
_____________________________________________________________________________
171
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Para equalizar os problemas apontados e atender aos objetivos colocados, propõe-se
implantar de forma ágil e sustentada as seguintes soluções:

Implantação da área de planejamento no Call Center - o objetivo é conferir um
direcionamento único para as ações do Call Center através da centralização dos
relatórios de acompanhamento dos indicadores regulatórios, dimensionamento das
curvas de atendimento das centrais, elaboração e acompanhamento das escalas e
dimensionamento do quadro de força de trabalho;

Padronização do atendimento - o objetivo é garantir o cumprimento do padrão de
atendimento, bem como, reduzir o número de serviços gerados de forma
improcedente pelos atendentes. Propõe-se a realização de um processo criterioso de
revisão de todos os scripts de atendimento, com o objetivo de tornar mais claras as
instruções/orientações a assim garantir o cumprimento do padrão, com otimização
dos tempos despendidos e um maior nível de assertividade. Em linha com estas ações
deve-se reestruturar o módulo de ajuda (Help) do Sistema de Atendimento. Este
módulo possui informações que contemplam desde explicações detalhadas do modo
de operação das áreas técnicas de interface com o atendimento como, por exemplo, o
Centro de Operação da Distribuição (COD), ao detalhamento descritivo de todo o
processo de faturamento, elucidando de modo rápido e didático questões alusivas a
temas técnicos, regulatórios, legais e contábeis;

Ampliar as facilidades do atendimento por canais digitais
– medida dedicada a
alcançar dois objetivos: i) melhorar a satisfação dos clientes com relação à sua
percepção sobre o acesso aos canais de atendimento; b) diminuir os custos do
atendimento, direcionando os clientes para os canais que apresentam os menores
custos operacionais;

Intensificar a comunicação proativa com o cliente – esta iniciativa propiciará aos
clientes maior acesso ao call center, visto que mesmo em momento de
congestionamento dos troncos 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
_____________________________________________________________________________
172
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
improcedentes gerados pelo atendimento e redução das rechamadas através da
melhoria de desempenho das áreas que gerenciam os serviços de campo;

Implantar Revisão do Workflow de atendimento – projeto que tem o objetivo de
melhorar a qualidade dos serviços de campo, através da análise e revisão de
processos, com consequente redução dos tempos de atendimento e dos custos
operacionais.
Para a solução dos pontos abordados que visam um perfeito alinhamento com as principais
premissas colocadas para o tema (quais sejam: visão do cliente, limites regulatórios e
eficiências dos custos operacionais), entende-se que pode ser prestado o serviço através de
uma empresa de serviços própria, especializada, o Rede Serviços.
O Rede Serviços é uma empresa voltada para o negócio call center com instalações adequadas
à prestação do serviço de atendimento telefônico. O Rede Serviços possui estrutura composta
por 210 PAs, com excelentes instalações de apoio (sala de descompressão, vestiários com
armários individualizados, ampla sala de lanches), alinhado com o que se observa nas
empresas benchmark referente ao tema e com a regulamentação vigente relativa à
infraestrutura desse tipo de negócio.
A estrutura conta ainda com Data Center e Grupo Gerador dedicado às instalações do site do
call center e o cumprimento na íntegra da Norma Regulamentadora para Teleatendimento NR-17. A infraestrutura encontra-se instalada na sede da Enersul, distribuidora integrante do
Grupo REDE, e disponíveis para utilização imediata. As fotografias a seguir referentes à Rede
Serviços permitem uma avaliação da infraestrutura destacada.
FOTOS DA INFRAESTRUTURA DISPONÍVEL NA REDE SERVIÇOS
_____________________________________________________________________________
173
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Conforme destacado nos itens anteriores onde são detalhadas todas as dimensões
indispensáveis para operação de um call center, destaca-se como pontos de atenção a
estrutura das instalações e a expertise. A união da estrutura física disponível do Rede Serviços
e a expertise do Grupo Energisa cria condições favoráveis para a prestação do serviço
diferenciado em comparação com o mercado, sob todas as perspectivas: regulador, cliente e
acionistas. No tópico sobre Serviços com Partes Relacionadas deste Plano de Recuperação
abordaremos novamente este assunto.
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 Caiuá.

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 Caiuá para que essas
_____________________________________________________________________________
174
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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 Caiuá, 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;
_____________________________________________________________________________
175
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

Atuar no combate a faturas com erro de leitura apontadas pelo leiturista no 1º
(primeiro) ciclo de faturamento;

Acompanhar o IRC do refaturamento total, segregando por Grupo de faturamento A e
Grupo-B;

Realizar o acompanhamento para os clientes rurais com potencial em refaturamento,
evitando possíveis reclamações por média bimestral;

Capacitar leituristas e atendentes, consolidando uma cultura organizacional que
permita imprimir uma visão de qualidade mais ampla dentro da empresa;

Capacitar atendimento e operação, de modo a aumentar a eficiência e sinergia na
prestação dos serviços ao cliente;

Consolidar o processo de leitura e entrega simultânea do faturamento, evitando
refaturamento, buscando assim uma efetividade ao patamar próximo de 100%,
acompanhando os índices de qualidade e efetividade do faturamento simultâneo;

Implantar fatura via email e ampliar o número de clientes com débito automático,
dando maior comodidade aos clientes, reduzindo os custos operacionais;

Fazer uma reanálise nas empresas terceiras com o objetivo de identificar os serviços
que estão sendo prestados, se estão alinhados com a qualidade que será impressa
pela empresa no modelo Energisa;

Realizar campanha de atualização cadastral;

Revisar as regras de procedimentos operacionais e sistêmicos utilizados pra calculo das
compensações do Anexo III, como por exemplo, a entrada de dados na apuração;

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.
_____________________________________________________________________________
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Seção 7.07
Econômica-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 Caiuá representam um
passivo no valor de R$58,7 milhões (base 30 de junho de 2013), que significa 38,6% do total de
obrigações em atraso.
Para as projeções econômicas e financeiras neste cenário prospectivo, a partir da situação
atual, foi considerado o parcelamento desta dívida, com base na legislação vigente.
O dispositivo legal que versa sobre a possibilidade de parcelamento de débitos relativos às
quotas mensais da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) é a Resolução Normativa Nº
427/2011, conforme a seguir:
Art. 46. O parcelamento de débitos relativos às quotas mensais da CCC, mediante
requerimento escrito e fundamentado do agente setorial interessado, deverá ser
concedido em até 12 parcelas iguais e sucessivas de, no mínimo R$ 50.000,00
(cinquenta mil reais) cada, vencíveis todas na mesma data do recolhimento normal
aplicável ao respectivo agente solicitante do parcelamento.
§ 1º Os débitos objeto de pedido de parcelamento será consolidado pela Eletrobrás,
incluindo multa e juros, e será remunerado mensalmente pela variação da taxa do
Sistema Especial de Liquidação e de Custódia – SELIC.
Assim, tendo como base a possibilidade de parcelamento da CCC, prevista na Resolução
Normativa Nº 427/2011, por simetria, foi considerado um período de 12 meses para o
pagamento dos demais encargos setoriais em atraso (Conta de Desenvolvimento Energético –
CDE, Quota para Reserva Global de Reversão – RGR e PROINFA), cujo saldo em 30 de junho de
2013 está apresentado no quadro a seguir. A remuneração do débito com encargos setoriais
ocorre pela variação mensal da taxa SELIC.
_____________________________________________________________________________
177
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
PASSIVOS EM ATRASO - SALDO EM 30/06/2013
DESCRIÇÃO
R$ Milhões
ENCARGOS SETORIAIS
CCC
CDE
Quota para RGR
Quotas do PROINFA
58,7
23,3
20,2
2,3
12,9
SUPRIMENTO DE ENERGIA
Quotas de ITAIPU
45,2
45,2
OBRIGAÇÕES FISCAIS
Federais
Estaduais
Municipais
-
DÍVIDAS COM ELETROBRAS
-
EMPRÉSTIMOS DE PARTES RELACIONADAS
Distribuidoras
Não Distribuidoras
TOTAL DE PASSIVOS EM ATRASO
48,1
45,4
2,7
152,0
Para o suprimento de energia de Itaipu, cujo saldo em atraso em 30 de junho de 2013 era de
R$45,2 milhões, foi considerado parcelamento em 12 prestações iguais e sucessivas, corrigido
pela variação do dólar + 2% ao ano.
Em até 60 dias Caiuá pagará mútuos existentes em seu passivo, no montante total de R$48,1
milhões, dos quais R$45,4 milhões perante as distribuidoras coligadas CNEE, EDEVP e Cemat, e
R$2,7 milhões com a holding Rede Energia.
Em 30 de junho de 2013 a companhia não possuía obrigações fiscais em atraso, bem como
dívidas em aberto com a Eletrobras referente ao financiamento com recursos da RGR.
(b) Endividamento Financeiro
Após o aumento de capital, a Caiuá fica com uma equilibrada situação econômico-financeira.
Com a capacidade de realavancagem restabelecida, através do aumento de capital e do
ressarcimento dos recursos apropriados pelo Daycoval, a Caiuá poderá acessar mercado em
operações que permitam o alongamento de seu passivo, sem maiores dificuldades.
(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
_____________________________________________________________________________
178
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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 Caiuá nos
dois primeiros trimestres de 2013, e que foram aplicadas na elaboração das projeções.
Alíquota de ICMS
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Outros
Total
1T13
20,8%
21,8%
18,3%
5,2%
15,3%
19,1%
2T13
19,7%
21,4%
18,4%
5,1%
15,2%
18,5%
1S13
20,3%
21,6%
18,3%
5,2%
15,3%
18,8%
A legislação vigente permite a constituição de créditos de ICMS sobre os gastos com
investimentos, destinados a compensar futuros recolhimentos desse tributo em cronograma
pré-estabelecido (48 meses após a entrada em operação do ativo investido). No âmbito das
projeções espera-se a constituição de créditos de ICMS da ordem de R$ 71 milhões até 2025,
dos quais R$ 53 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 Caiuá a alíquota do PIS é de 1,65%, conforme a Lei
10.637/02, e a alíquota do COFINS é de 7,6%, conforme a Lei 10.833/03.
Todavia, do valor apurado, a pessoa jurídica poderá descontar créditos de 9,25% (1,65% +
7,6%) calculados sobre bens adquiridos para revenda (compra de energia elétrica), insumos e
serviços utilizados no processo produtivo, bem como na aquisição de bens e serviços para o
ativo imobilizado. Portanto, no presente cenário, os gastos com compra de Energia Elétrica e
Custo de Transporte e os Investimentos são contabilizados pelo valor líquido de PIS/COFINS e o
recolhimento devido será a diferença do PIS/COFINS sobre a receita menos os créditos
obtidos.
Imposto de Renda / Contribuição Social: A Caiuá 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
_____________________________________________________________________________
179
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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 Caiuá compensará R$ 10 milhões em créditos até
2020, não restando saldo a compensar a partir deste ano.
(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
_____________________________________________________________________________
180
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
mercado: (i) linhas de fomento em condições diferenciadas (BNDES, Banco do Nordeste e
FIFGTS), (ii) crédito bancário amplo junto a bancos de primeira linha e (iii) acesso ao mercado
de capitais (FIDCs, Debêntures e etc).
A Energisa possui uma política de gestão de riscos que: (i) limita a alavancagem a 3,5x EBITDA,
(ii) determina duration (prazo médio) de dívida a ser perseguido de 4 anos, (iii) limita
exposição a moeda estrangeira e derivativos, (iv) limita o pagamento de dividendos em
momentos de investimentos mais intensos, (v) limita a concentração de liquidez num mesmo
banco, dentre outros limites e obrigações. Esta política, tornada pública no início de 2009, tem
rendido constantes elogios à disciplina financeira da Energisa e de suas subsidiárias, refletindo
na sua percepção de risco.
As agências de rating que cobrem o Grupo Energisa dão ênfase aos níveis de alavancagem
medidos pelo indicador Dívida / EBITDA na avaliação do risco. Isto fica evidente nas recentes
ações do rating da Energisa, dos quais destacamos:

Standard & oor’s: Em 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 poderão 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.
_____________________________________________________________________________
181
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

Dívida Líquida: soma do passivo referente à (i) empréstimos, financiamentos,
debêntures, encargos financeiros provisionados e não pagos, títulos emitidos no
mercado internacional registrados no passivo circulante ou no exigível a longo prazo
(bonds, eurobonds, short term notes), parcelamentos com fornecedores, déficit de
planos de previdência e parcelamento de impostos e contribuições, registradas no
passivo circulante e no exigível a longo prazo, (ii) diminuído pelos saldos de caixa e
aplicações financeiras registrados no ativo circulante e no ativo realizável a longo
prazo, do valor do contas a receber da Eletrobrás pelo Programa Luz para Todos ou
pelo Programa de Baixa Renda.

EBITDA: resultado líquido relativo a um período de doze meses, antes da participação
de minoritários, imposto de renda, contribuição social, resultado não operacional,
resultado financeiro, amortização de ágio, depreciação dos ativos, participação em
coligadas e controladas, despesas com ajuste de déficit de planos de previdência e
incluindo a receita com acréscimo moratório sobre contas de energia elétrica.
Por outro lado, não parece fazer sentido a utilização do outro indicador sugerido pela Aneel,
refletindo a Dívida Líquida / (EBITDA – Capex). O Capex, quando se realiza, afeta diretamente a
Dívida Líquida (pela redução de caixa ou por inclusão de financiamentos contratados), de
forma que o indicador passa a ter a influência do Capex no numerador e no denominador.
Adicionalmente, empresas que necessitam de um esforço relevante de investimento, para
atingir metas de qualidade, afinal uma das motivações para intervenção foi justamente a
insuficiência de investimentos que causaram deterioração das condições operacionais.
Portanto não deveriam ter fortes restrições de Capex em covenants, independente de fazer
todo sentido manter a alavancagem geral equilibrada (já cobertos pela Dívida Líquida /
EBITDA).
Portanto, é importantíssimo que as concessionárias sob intervenção tenham liberdade para
investir. As restrições de crédito e liquidez enfrentadas por estas concessionárias nos últimos
anos fizeram com que priorizassem obrigações básicas, em detrimento do cumprimento de um
plano de investimentos em expansão, manutenção e no alcance das metas regulatórias de
qualidade. Consequentemente, estas concessionárias precisam realizar investimentos não
executados para, dentre outros objetivos, reestabelecer seus indicadores de qualidade para os
padrões determinados pela Agência Reguladora.
_____________________________________________________________________________
182
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Principalmente nos primeiros anos de recuperação da empresa, o montante de investimento
se aproxima do valor do EBITDA, quando não o supera em alguns casos, tornando o
cumprimento do indicador impraticável.
Sugerimos não adotar o indicador Dívida Líquida / (EBITDA – Capex), limitando o controle ao
indicador de Dívida Líquida / EBITDA, que é mais utilizado na avaliação da concessão de crédito
e, de toda forma, já reflete o esforço do investimento na Dívida Líquida.
Reestruturação de Capital
A consideração sobre a necessidade de capitalização da empresa em qualquer cenário está
amparada nos compromissos de sanar transgressões (aportar recursos para compensar efeitos
da operação com Daycoval e para suportar encargos setoriais em atraso) e de melhorar a
estrutura de capital e alavancagem da empresa, sem falar no pagamento dos mútuos que
deverão ser liquidados.
A dívida líquida da Caiuá, após deduzir caixa e equivalentes, mútuos a receber e Daycoval e ser
restituído, totaliza R$275,6 milhões. Os principais indicadores do desempenho econômicofinanceiro nos balancetes de 30 de Junho de 2013 e demais informações levantadas na
diligência estão apresentados a seguir:
_____________________________________________________________________________
183
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Posição 2T2013 (R$ MM)
Empréstimos e Financiamentos
Impostos Parcelados
Provisão para déficit atuarial
Mútuos
Encargos Setoriais/Eletrobrás Em Atraso
Encargos Atrasados + Tributos em Atraso
Repasse Itaipú Atrasado
Dívida Total ¹
Disponibilidades + Aplicações no Mercado Aberto + Recebimento Mútuo +
Daycoval
Disponibilidades
Aplicações no Mercado Aberto
Recebimento de Mútuo
Daycoval
Dívida Líquida
CAIUÁ
57,3
118,6
0,1
48,1
103,9
58,7
45,2
328,0
52,4
12,4
28,1
12,0
275,6
EBITDA 2012² - SEM CONTINGÊNCIA/PDD
37,2
EBITDA 2012²
22,1
Patrimônio Líquido
Capital Social / Reservas de Capital
Reserva de Reavaliação
Reservas de Lucro / Prejuízos acumulados
(110,2)
111,3
(0,8)
(220,7)
1: Dívi da bruta cons i dera : emprés timos e fi na nci a mentos + i mpos tos pa rcel a dos + provi s ã o p/
défi ci t a tua ri a l + Enca rgos Setori a i s /El etrobrá s Em Atra s o + Mútuos à Pa ga r
2: EBITDA = EBIT+Depreci a çã o+ Acrés ci mos Mora tóri os
Ratios
Divida Líquida / (Dívida Líquida + PL)
Dívida Líquida/ EBITDA
Dívida Líquida/ EBITDA - Sem Contingência/PDD
CAIUÁ
166,6%
12,5x
7,4x
Calculando-se o indicador de alavancagem financeira através da divisão da dívida líquida de
junho de 2013 pelo EBITDA (2012) alcança-se 12,5x.
Entretanto, a Caiuá 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.
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 Caiuá, foi considerado o seguinte esforço de capital para equilíbrio de sua
alavancagem e estrutura de capital:
_____________________________________________________________________________
184
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
i.
Pagamento Líquido de Mútuos: R$ 48,1 milhões
a. Recebimento de mútuos: N.A
b. Pagamento de mútuos: R$ 48,1 milhões
ii.
Dívida Líquida (2T13) / EBITDA (2012) antes do AC: 12,5x
iii.
Aumento de Capital (AC): R$172,0 milhões (Inclui R$ 12,0 milhões Daycoval)
iv.
Dívida Líquida (2T13) / EBITDA (2012) após o AC: 5,2x
Com o referido aumento de capital, a Caiuá alcança um indicador de Dívida Líquida / EBITDA
com base no pró-forma de 30-jun-2013 de 5,2x e de 4,4x 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$172,0 milhões), o
cenário não permite alcance do equilíbrio da alavancagem em 2017.
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.
Premissas para o Pagamento de Dividendos
Durante o período deste Plano, foi adotada a seguinte política para distribuição de dividendos:
i.
Enquanto Dívida Líquida / EBITDA >= 3,5x, dividendos mínimos obrigatórios de 25% do
lucro líquido distribuível.
ii.
Enquanto Dívida Líquida / EBITDA <= 3,5x, dividendos de 50% do lucro líquido
distribuível.
No caso da Caiuá, foi considerado o seguinte fluxo de dividendos:
Dívida Total Líquida / EBITDA
% DO LUCRO DISTRIBUÍVEL
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
5,4 x
0%
7,6 x
0%
5,2 x
0%
4,4 x
0%
3,8 x
0%
3,3 x
45%
3,1 x
50%
2,8 x
50%
2,5 x
50%
2,1 x
50%
2,0 x
50%
1,8 x
50%
Em função da reserva de prejuízos acumulados e do patrimônio líquido negativo a Caiuá só
pode pagar dividendos a partir de 2019.
_____________________________________________________________________________
185
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
(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, Caiuá pagará mútuos
existentes no montante de R$48,1 milhões, dos quais R$45,4 milhões junto a distribuidoras
coligadas e R$2,7 milhões com a holding Rede Energia, conforme abaixo demonstrado:
R$ milhões
 Cemat
8,2
 CNEE
25,1
 EDEVP
12,1
Distribuidoras
45,4
 Rede Energia
2,7
Holdings
2,7
TOTAL
48,1
Caiuá não possui saldo de mútuo a receber.
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-2013.
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.
_____________________________________________________________________________
186
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
No caso específico da Caiuá, R$ 12,0 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 Caiuá no valor mínimo de R$ 12,0 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.

Caiuá preserva os créditos a receber junto ao Daycoval, no montante de R$ 12,0
milhões, considerando o recebimento no longo prazo.
_____________________________________________________________________________
187
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Seção 7.08
Sumário das Projeções Financeiras
(a) Demonstrativo de Resultado Projetado
_____________________________________________________________________________
188
16
SALDO FINAL DE DISPONIBILIDADES
(273)
(67)
(156)
(49)
(1)
DESEMBOLSOS NÃO OPERACIONAIS
Investimentos
Empréstimos e Financiamentos
Partes relacionadas
Dividendos
Outros desembolsos não operacionais
35
366
152
205
2
8
INGRESSOS NÃO OPERACIONAIS
Aporte de Capital
Empréstimos e Financiamentos
Partes relacionadas
Subsídios à investimentos / Participação Consumidor
Outros recebimentos não operacionais
(19)
(112)
GERAÇÃO OPERACIONAL DE CAIXA
SALDO INICIAL DE DISPONIBILIDADES
(534)
(302)
(58)
(65)
(102)
(3)
(4)
DESEMBOLSOS OPERACIONAIS
Energia elétrica comprada para revenda / transporte
Encargos setoriais
PMSO
Impostos e contribuições correntes e parcelamentos
Contingências judiciais
Outros desembolsos (inclui multas)
GERAÇÃO TOTAL DE CAIXA
422
388
34
2014
INGRESSOS OPERACIONAIS
Arrecadação
Outros recebimentos
Fluxo de Caixa (R$ MM)
18
16
2
(79)
(54)
(25)
-
65
62
1
1
16
(430)
(238)
(12)
(69)
(104)
(3)
(4)
446
412
34
2015
20
18
2
(137)
(40)
(97)
-
105
103
1
1
34
(462)
(253)
(13)
(73)
(116)
(3)
(4)
496
459
37
2016
22
20
2
(113)
(49)
(64)
-
67
64
2
1
48
(488)
(270)
(14)
(77)
(122)
(4)
(0)
536
495
41
2017
24
22
2
(162)
(42)
(119)
-
111
108
2
1
52
(516)
(292)
(8)
(81)
(131)
(4)
(0)
568
526
42
2018
25
24
1
(124)
(39)
(85)
-
69
66
1
2
56
(554)
(315)
(8)
(86)
(140)
(4)
(0)
610
566
44
2019
27
25
2
(185)
(47)
(130)
(9)
-
126
123
2
2
62
(594)
(339)
(9)
(91)
(151)
(4)
(0)
656
611
46
2020
29
27
2
(146)
(43)
(92)
(12)
-
81
78
2
2
66
(638)
(366)
(9)
(96)
(163)
(4)
(0)
704
656
49
2021
31
29
2
(194)
(40)
(142)
(13)
-
128
124
1
2
69
(687)
(394)
(10)
(102)
(178)
(4)
(0)
756
704
52
2022
32
31
1
(153)
(38)
(100)
(15)
-
72
68
1
2
83
(727)
(421)
(10)
(108)
(184)
(4)
(0)
810
755
55
2023
35
32
2
(218)
(56)
(145)
(17)
-
134
130
2
2
87
(772)
(450)
(11)
(114)
(194)
(4)
(0)
860
801
58
2024
37
35
2
(153)
(42)
(93)
(18)
-
64
60
2
2
91
(823)
(481)
(11)
(121)
(206)
(4)
(0)
915
853
62
2025
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
(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
_____________________________________________________________________________
189
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
este excedente de caixa remunerado por taxa equivalente a 105% do CDI. Eventuais
necessidades de captações para manutenção deste objetivo de liquidez mínima, seriam feitas
atra és de operações com pra o de dois anos “bullet” ao custo de 3 % do C I.
_____________________________________________________________________________
190
GWh
%
Mil
2025
1.629
3,3%
303
904
648
210
95
(19)
40
121
37
37
169
14,7%
32,4%
1,8 x
5,0 x
2024
1.577
3,3%
296
850
609
199
90
(20)
36
114
51
35
184
14,8%
32,7%
2,0 x
4,5 x
2023
1.526
3,3%
289
801
574
190
87
(20)
35
108
34
32
180
15,2%
33,1%
2,1 x
4,3 x
2022
1.477
3,4%
283
747
535
177
79
(21)
30
102
36
31
194
14,8%
33,1%
2,5 x
3,9 x
2021
1.429
3,4%
276
696
498
165
72
(20)
26
96
38
29
203
14,5%
33,1%
2,8 x
3,6 x
2020
1.382
3,4%
270
648
464
155
67
(20)
23
91
43
27
208
14,4%
33,3%
3,1 x
3,4 x
2019
1.337
3,4%
263
603
433
146
62
(20)
20
86
36
25
207
14,4%
33,8%
3,3 x
3,2 x
2018
1.292
3,5%
257
561
401
136
57
(20)
17
81
39
24
217
14,1%
33,9%
3,8 x
2,8 x
2017
1.249
3,5%
251
530
373
126
50
(19)
14
77
45
22
220
13,5%
33,9%
4,4 x
2,6 x
2016
1.207
3,5%
245
490
344
113
41
(22)
5
73
37
20
213
11,8%
32,7%
5,2 x
1,9 x
2015
1.166
3,6%
239
440
309
97
27
(19)
(2)
69
45
18
207
8,9%
31,3%
7,6 x
1,5 x
2014
1.126
4,3%
234
417
294
98
32
(13)
8
65
59
16
172
10,8%
33,3%
5,4 x
2,4 x
(*) CAPEX APÓS CAPITALIZAÇÃO E IMPOSTOS. DESCONSIDERA PARTICIPAÇÃO DO CONSUMIDOR, SUBSÍDIOS E APLICAÇÕES EM P&D E PEE.
Dívida Total Líquida / EBITDA
EBITDA / Resultado Financeiro
Margem EBITDA (EBITDA / Receita Líquida)
Margem Spread (Spread/Receita Líquida)
Saldo de Caixa
Dívida Total Líquida
PMSO
CAPEX Póprio (*)
Vendas Mercado Próprio
Crescimento Mercado Próprio
Número de Consumidores
Receita Operacional Bruta
Receita Operacional Líquida
Spread (Receita Líquida - Compra - Transp.)
EBITDA
Resultado Financeiro
Lucro Líquido
R$ Milhões
Relações
CENÁRIO PROSPECTIVO
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
(c) Sumário das Projeções Financeiras.
_____________________________________________________________________________
191
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
8.
Por Quê da Necessidade de Regime Regulatório Excepcional para
as concessões do Grupo Rede?
A essência de uma regulação por incentivos em monopólios naturais consiste na emissão de
sinais e parâmetros regulatórios de forma que as concessionárias possam competir com esses
referenciais. Nesse contexto, caso as empresas superem os parâmetros estabelecidos pelo
Regulador, os ganhos auferidos são apropriados pela concessionária durante determinado
período de tempo, acontecendo o contrário há uma redução da remuneração.
Esse regime de regulação promove a busca pela eficiência e estimula as concessionárias a
aumentarem a sua produtividade. Em um momento posterior, nas revisões tarifárias
periódicas, esses ganhos de eficiência e produtividade são compartilhados com os
consumidores, propiciando uma situação “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
condições equilibradas para que consigam participar dessa “competição”. Sem esse equil brio
a “competição” começa desfa orá el para a concessionária. Claro que nessa situação é
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
situação muito desfa orá el na “competição” proposta pela regulação 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.
_____________________________________________________________________________
192
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Todavia, concluir que o elevado endividamento foi a única causa dos problemas enfrentados
pelo Grupo Rede e que a redução do nível da alavancagem das empresas é o único desafio a
ser enfrentado no momento atual é uma conclusão simplista e apressada. O problema das
concessões do Grupo Rede abrange diversos aspectos que exige uma reflexão e uma análise
mais profunda.
A delicada situação de liquidez que o Grupo já enfrentava, associada à necessidade de
investimentos expressivos em algumas concessões, a crescente distância para o alcance das
metas regulatórias e a formação de dreno de recursos da concessão potencializaram a
elevação das dívidas.
A gravidade da situação resultou numa importante dificuldade na gestão das concessões em
relação aos sinais e parâmetros regulatórios emitidos pela ANEEL. No caso, os problemas
mencionados impediram uma gestão apropriada quanto aos aspectos regulatórios e
operacionais das empresas. Como as concessões possuem em sua maioria características
muito peculiares, desafiantes pela extensão territorial, baixa densidade de carga e carência de
infraestrutura, os efeitos desse descompasso são particulares, o que sugere a necessidade de
um tratamento diferenciado para cada uma delas.
A partir da perda das condições econômicas, financeiras, operacionais e técnicas das empresas
do Grupo Rede, a insolvência ficou iminente, o que culminou com a intervenção compulsória
por parte da ANEEL. Nesse processo de intervenção, a ANEEL visou primordialmente a
prestação do serviço adequado e a preservação do interesse público. Considerando o tempo
de gestão do Grupo Rede, caracterizado anteriormente, acrescido da fase de intervenção,
resta claro que nesse período as concessões estiveram sem condições de participar da
“competição” regulatória pelo desequil brio das condições 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.
_____________________________________________________________________________
193
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Na segunda vertente, que diz respeito à condução dos aspectos operacionais e de expansão de
cada uma das concessões que compõem o Grupo Rede, tem-se a realidade fática da situação
presente. Essa situação, embora indesejável, necessariamente deve representar o ponto de
partida na concepção de uma solução consistente e sustentável para cada uma das diferentes
situações colocadas na prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica nas
áreas em questão.
Nesse contexto, é importante que haja condições adequadas e prazos factíveis para
consecução do objetivo maior, que é a retomada da normalidade dos serviços o mais rápido
possível, dado que as duas vertentes acima fazem que o mesmo controlador tenha que
necessariamente recuperar cada concessão tanto do ponto de vista financeiro como
operacional.
A solução que implicar em alongar no tempo a retomada da normalidade do serviço de
distribuição de energia elétrica não é a melhor para o interesse público, pois aumenta os riscos
de que fatos supervenientes tenham maior amplitude em concessões que ainda não estejam
plenamente recuperadas. Isso dificultaria ainda mais a retomada da prestação do serviço
adequado e os diálogos com o Regulador na busca de uma transição regulatória segura. Os
fatos supervenientes incluem eventuais problemas que hoje não puderam ser identificados e
que somente serão conhecidos quando da operação da nova gestão, por mais intensa e
objetiva que tenha sido a diligência realizada.
A solução para as concessões do Grupo Rede não pode desconsiderar que as concessionárias
passaram vários anos com extremas dificuldades. Do ponto de vista regulatório esses anos
podem ser entendidos como um período de tempo em que praticamente não foi possível
perseguir os referenciais estabelecidos, o que resultou, muitas vezes, em um distanciamento
ainda maior entre a realidade e os parâmetros regulatórios.
Considerando o objetivo da retomada da normalidade das concessões, é necessário que os
referenciais regulatórios para o novo controlador observem e considerem o período
caracterizado como de estagnação em relação às metas regulatórias, dado ao desequilíbrio
ocorrido tanto no contexto financeiro como operacional.
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
_____________________________________________________________________________
194
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
multas, compensações, falta de cobertura de compra de energia decorrente de glosas de
perdas regulatórias. Também, se a opção for pelo caminho da intensificação de investimentos
para recuperar as metas regulatórias no curto prazo, de um lado pressionará de forma
significativa a tarifa, bem como esbarrará nas condições locais de atender uma mobilização
necessária de curto prazo, o que leva a um contexto de pouca racionalidade.
Cabe lembrar que nos primeiros anos, após a assunção do controle acionário das
concessionárias do Grupo Rede por um novo controlador, serão necessários, além da
implantação de um choque de gestão, vultosos aporte de recursos para atender a demanda
reprimida por investimentos em expansão e melhorias.
Nesse contexto, os mencionados drenos de recursos (multas, compensações, glosas e etc.)
estarão trabalhando contra este esforço, uma vez que a perda de recursos ocasionada por essa
situação retardará a retomada da normalidade das concessões, o que é indesejável para a
ANEEL, consumidores, sociedade e controlador.
Concretamente, a ANEEL tem a possibilidade de definir patamares regulatórios específicos e
diferenciados para as concessionárias do Grupo Rede, que sejam exequíveis, dada a situação
excepcional que cada concessão se encontra. Isso poderá ser feito com segurança, uma vez
que há mais de um ano a gestão dessas empresas está sob intervenção da Agência. Esses
interventores, além de conviverem com a realidade dessas concessões, de terem notória
experiência no setor elétrico, inclusive como ex-reguladores, são confiáveis o suficiente para
informar a exata medida da situação e da adequação das metas para a sua superação, o que
mitiga sobremaneira eventual assimetria da informação.
Não há dúvida de que os interventores seriam hoje uma fonte de informação fidedigna sobre a
realidade das concessionárias do Grupo Rede, no sentido de acusar e precisar quais exigências
regulatórias as concessões estão incapacitadas de atender nos atuais prazos estabelecidos.
Nesse contexto, essas exigências demandariam ajustes.
Assim, o grupo ENERGISA se apresenta como uma parte protagonista da solução para os
problemas enfrentados pelas concessões do Grupo Rede. Essa parcela da solução consiste na
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
_____________________________________________________________________________
195
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
consumidores em decorrência das melhorias operacionais (técnico-comerciais), regulatória,
administrativa (processos e sistemas) e financeira.
Assim, para que a ENERGISA possa recuperar as concessionárias do Grupo Rede, constata-se a
real necessidade de um regime excepcional regulatório conforme prevê a lei. Nesse sentido, a
outra parcela da solução reside na aprovação deste regime excepcional pela ANEEL.
A premência da aprovação desse regime reside no atual quadro de dificuldades das
concessões, onde o abismo entre as metas regulatórias e reais drenam recursos
imprescindíveis para a retomada das condições econômicas, técnicas e operacionais das
empresas, e que reduzem a capacidade de geração de caixa. Os próprios interventores
poderão indicar casos tão expressivos em que nem a mais eficiente gestão aliada a recursos
financeiros ilimitados permitiriam cumprir as metas sem flexibilização, dado à situação atual
das concessões.
Portanto, a aprovação do regime excepcional regulatório permitirá que o Grupo ENERGISA
compatibilize as condições e o menor tempo para recuperar as concessões, fazendo com que
as concessionárias possam competir com os referenciais regulatórios, o que beneficiará os
consumidores.
Cabe mencionar que o regime excepcional regulatório identificado para cada concessão é o
resultado de análise profunda por parte da ENERGISA, bem como da opinião dos interventores
sobre os pontos cruciais regulatórios. Assim, cada concessão necessita de um determinado
regime customizado e específico, na medida das suas profundas necessidades, no qual são
identificada quais exigências regulatórias as concessões estão incapacitadas de atender nos
atuais prazos estabelecidos e, portanto, em benefício da concessão, demandariam ajustes.
Assim, tendo em conta as seguintes motivações e fundamentações: a) a realidade da situação
de cada concessão; b) o diagnóstico da ENERGISA para cada concessão; c) a visão dos
interventores sobre cada concessão; d) a necessidade imperiosa de se atingir no menor tempo
uma situação sustentável para os consumidores e para as concessões; e) as necessidade
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
_____________________________________________________________________________
196
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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.
_____________________________________________________________________________
197
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
9.
Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões –
Proposta
Seção 9.01
Mercado
Análise das Projeções – Cenário Plano
Na Caiuá, o Cenário Plano se diferencia do Cenário Prospectivo em relação às projeções
Energia Recuperada, resultando nas previsões de mercado apresentadas a seguir.
Consumo
Consumo Residencial - CAIUÁ
Consumo Total - CAIUÁ
Total GWh
1.800
1.600
Cresc. Acum.
2006/2012
2,9%
1.400
Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum.
2013/2025
3,5%
1.200
15,0
800
13,0
700
11,0
600
9,0
500
7,0
400
1.000
800
4,3
300
3,0
200
200
1,0
100
-
-1,0
-
400
3,6
3,5
3,5
3,5
3,4
3,4
3,4
3,4
3,3
3,3
3,3
2,0
250
Industrial GWh
Cresc. Acum.
2006/2012
-4,8%
6,0
4,2
Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum.
2013/2025
1,2%
1,7
3,0
450
2,8
400
2,6
350
2,4
300
2,2
250
1,8
1,6
1,3
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,4
1,2
-
1,0
Cresc. Acum.
2006/2012
4,0%
8,0
7,0
5,4
6,0
60
3,9
3,9
3,9
3,9
3,9
3,9
3,9
3,9
3,9
4,2
5,0
3,0
2,0
Comercial GWh
Cresc. Acum.
2006/2012
6,7%
Taxa de Crescimento (%)
100
10,0
9,0
Cresc. Acum.
2013/2025
3,6%
8,0
7,0
6,0
4,8
4,2
4,1
3,9
5,0
3,7
3,6
3,5
3,4
3,3
3,2
3,1
3,0
4,0
3,0
2,1
2,0
50
1,0
-
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
2006/2012
15,0
2006/2012 **
10,0
5,0
4,5 4,5 4,3
3,6
2,0
-
2,7 2,7 2,8
2,9
4,1 3,5
-0,0
-5,0
-4,8
1,0
-
4,0 4,0 4,1
1,2
3,0
1,3
2013/2025
6,7 7,3
5,0
4,0
40
20
4,2
4,2
10,0
9,0
80
3,9
4,2
4,2
Crescimento Consumo (% a.a.) - CAIUÁ
Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum.
2013/2025
4,1%
3,9
4,2
150
Consumo Rural - CAIUÁ
100
4,2
4,2
4,0
200
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Rural GWh
4,2
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
2,0
1,2
4,2
Consumo Comercial - CAIUÁ
150
50
8,0
7,0
Consumo Industrial - CAIUÁ
100
9,0
Cresc. Acum.
2013/2025
4,3%
Cresc. Acum.
2006/2012
4,5%
10,0
2,9
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
200
Taxa de Crescimento (%)
4,9
5,0
600
Residencial GWh
-10,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Outros
Total
Fonte: Balanço Energético
_____________________________________________________________________________
198
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Consumo Médio
Consumo Médio por Consumidor - Total - CAIUÁ
600,0
Total (KWh/Mês)
Cresc. Acum.
2006/2012
0,5%
500,0
Consumo Médio por Consumidor - Residencial - CAIUÁ
Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum.
2013/2025
1,1%
400,0
1,7
300,0
1,1
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
5,0
Residencial (KWh/Mês)
300,0
4,0
250,0
3,0
200,0
2,0
150,0
1,0
100,0
Taxa de Crescimento (%)
5,0
4,5
Cresc. Acum.
2013/2025
2,1%
Cresc. Acum.
2006/2012
2,6%
4,0
3,5
2,7
3,0
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,5
2,1
2,1
2,0
1,0
200,0
1,5
1,0
100,0
-0,3
0,0
50,0
-1,0
0,0
1,0
0,5
0,0
Consumo Médio por Consumidor - Industrial - CAIUÁ
1.800,0
Industrial (KWh/Mês)
Consumo Médio por Consumidor - Comercial - CAIUÁ
20,0
Taxa de Crescimento (%)
1.600,0
15,0
Cresc. Acum.
2006/2012
-20,3%
1.400,0
Cresc. Acum.
2013/2025
-6,0%
1.200,0
600,0
-9,8
-8,5
-9,4
-7,6
-6,9
-6,3
-5,3
-5,8
-4,9
-4,6
-4,0
-4,3
-3,7
10,0
1.600,0
1.000,0
0,0
800,0
400,0
-10,0
200,0
-15,0
500,0
5,0
300,0
1,6
1,6
1,7
1,7
1,8
1,2
2,0
1,1
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
-0,2
1,0
0,0
-1,0
2,0
2,5
2,0
4,1 4,6
2,6 2,6 2,1
1,2
0,6 0,6
1,9
0,2
0,5
1,7 1,1
-
3,0
400,0
2,0
1,3
10,0
3,5
3,0
2,0
1,5
5,0
4,0
1,9
1,6
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
4,5
Cresc. Acum.
2013/2025
1,9%
1,9
3,0
1,8
Crescimento Consumo Médio por Consumidor (% a.a.) - CAIUÁ
Taxa de Crescimento (%)
1,8
4,0
2,4
0,0
Consumo Médio por Consumidor - Rural - CAIUÁ
Cresc. Acum.
2006/2012
0,6%
5,0
200,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
600,0
Taxa de Crescimento (%) 6,0
Cresc. Acum.
2013/2025
1,2%
600,0
400,0
700,0
Cresc. Acum.
2006/2012
4,1%
1.200,0
5,0
-5,0
Rural (KWh/Mês)
Comercial (KWh/Mês)
1.800,0
1.400,0
1.000,0
800,0
0,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
-0,5 -0,5
-5,0
-6,0
-10,0
1,5
200,0
0,8
1,0
100,0
0,5
0,0
2006/2012
-15,0
-20,0
2013/2025
-20,3
0,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
2006/2012 **
-16,4
-25,0
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Outros
Fonte: Balanço Energético
Seção 9.02
Regulatório
(a) Perdas Regulatórias
A partir da análise do nível de perdas da Caiuá realizado no item 4.02 e constatado a
impossibilidade de se adequar ao nível regulatório homologado no 3CRTP , verificamos que ao
longo do processo de revisão tarifária da empresa ocorreu uma manifestação a respeito da
não consideração das perdas técnicas na alta tensão medidas.
_____________________________________________________________________________
199
Total
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Foi homologado na última revisão tarifária um nível de perdas técnicas na alta tensão que não
foi oriundo de medição. Este ponto, fundamentalmente, é que norteia a contribuição da
empresa, pois na época do 3º ciclo a empresa não dispunha de medição na alta tensão para
mensuração correta de perdas nas linhas S A e SE’s. As perdas homologadas, por seu turno,
ficaram aquém da realidade verificada historicamente na concessionária.
Posteriormente, foi encaminhado pleito14 à Aneel - já quando se dispunha das medições na
alta tensão – solicitando a revisão do patamar homologado, uma vez que o valor aferido é
maior do que o homologado, além de ser o verificado. Destaca-se no pleito que para a
definição das perdas técnicas, pela Aneel à época, foram utilizados (alternativamente em caso
de não se ter medições) parâmetros metodológicos, porém os critérios adotados não ficaram
aderentes à perdas reais, colocando a concessionária em um cenário de evicção de valor
econômico mesmo apresentando-se em um nível de perdas eficiente se comparado ao
mercado de distribuição. Este fato foi tratado em 4.02 (d).
Cabe aqui destacar que a linha adotada pelo Regulador , a cada novo ciclo tarifário, estabelece
os limites de perdas não técnicas e técnicas a serem admitidas no balanço energético de cada
distribuidora, que pode ser feito mediante a fixação de um valor único para todo o período
tarifário ou mediante a definição de uma trajetória de redução para cada ano do período
tarifário (somente para as perdas não técnicas).
O regime de regulação adotado para o setor de distribuição de energia elétrica brasileiro,
como sabido, é o da Regulação pelo Preço Teto (Price-Cap), que se caracteriza por ser uma
regulação por incentivos.
No regime Price Cap há claro mecanismo de incentivo para as empresas a buscarem uma
maior eficiência na gestão do seu negócio a partir de parâmetros fixados pelo Regulador
durante um período de tempo preestabelecido. No caso específico das perdas não técnicas, o
incentivo está na fixação do nível de perdas ou da sua trajetória durante um período
específico, e posterior avaliação dos resultados a fim de assegurar que os ganhos de eficiência
sejam repassados aos consumidores. Assim, a concessionária tem o estímulo de reduzir a suas
perdas a limites inferiores aos definidos pelo regulador na perspectiva de auferir ganhos
adicionais de receita.
14
Pleito enviado por meio do Ofício INTER-RSS 129-B / 2013 à Diretoria da ANEEL, em 25 de abril de
2013
_____________________________________________________________________________
200
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Nesse contexto, a fixação do nível de perdas ou trajetória deve sinalizar para uma busca
permanente de maior eficiência no combate as perdas não técnicas pelas empresas de
distribuição de energia elétrica. A correta fixação deste limite deve considerar fatores não
gerenciáveis, presentes em cada área de concessão, muitas vezes relacionados a questões
socioeconômicas e, por outro lado, impedir que sejam repassadas as tarifas fatores
relacionadas à ineficiência das distribuidoras no combate das perdas não técnicas, cuja
responsabilidade é exclusiva delas.
Baseada no princípio de yardstick competition, ou regulação por comparação, amplamente
utilizado na regulação de monopólios naturais, a metodologia consiste na avaliação dos
resultados de desempenho de uma empresa, em comparação com a de outras do mesmo
setor. Trata-se de uma metodologia na qual se definem os níveis máximos admitidos de cada
unidade operacional, tendo como base o desempenho das empresas que se destacam nesses
processos. Assim, aquelas concessionárias que obtiverem os melhores resultados, os
benchmarks, serão beneficiadas com o reconhecimento integral de suas perdas, todas as
demais são penalizadas com perdas regulatórias menores que as suas reais. Dessa forma, criase um ambiente de “competição irtual” na busca por melhores ndices entre as distribuidoras.
Em uma perspectiva de longo prazo, esse mecanismo regulatório produz uma redução
gradativa dos níveis de perda do setor, na medida em que induz as empresas a buscarem
sempre a melhoria de sua gestão, para igualar e até mesmo superar a sua empresa
benchmark. As empresas que não o fizerem registrarão reduções crescentes de sua receita, em
função do seu distanciamento relativo às melhores praticas do setor.
A Consequência
As perdas técnicas, definidas como aquelas decorrentes da dissipação da energia elétrica em
calor nos condutores, transformadores e demais equipamentos da rede elétrica e estimada
por meio de modelagem desenvolvida pelo Regulador.
A aplicação de tais estimativas implica na aceitação de um erro implícito bastante significativo
por, pelo menos, duas razões:

A metodologia envolve um número expressivo de simplificações e pressupostos,
pois a complexidade, a diversidade dos parâmetros, bem como a dificuldade de
obter todas as grandezas elétricas envolvidas, em um sistema de distribuição torna
antieconômica uma representação detalhada.
_____________________________________________________________________________
201
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

As perdas técnicas reais são um percentual fixo ao longo do tempo, mas variam
com os fluxos de energia (fenômeno quadrático) e com a topologia da rede.
As perdas não técnicas (PNT), por sua vez, são estimadas pela diferença entre a perda total e
as perdas técnicas. Consequentemente incorporam, em termos absolutos, os erros incorridos
na apuração das perdas totais e técnicas.
Para empresas com perdas não técnicas de pequena monta, como é o caso, tais erros têm
uma magnitude relativa muito elevada. As perdas reais da concessionária se situam, como já
mostrado, em patamar eficiente, uma vez que a maior parte das perdas é composta por
perdas técnicas. Imputar um patamar de perdas regulatórias em empresas nas quais já
inexistem, ou são praticamente intangíveis perdas não técnicas, é forçar, por sua vez,
investimentos no sistema para se atingir um alvo que, a principio, não guarda nenhuma
coerência ou sentido econômico ou operacional.
No caso, portanto, de uma empresa que já se situa em patamar de operação onde, na
margem, a redução de perdas tem sinalização antieconômica, a fixação de perdas em níveis
que não permitem a cobertura no repasse tarifário causa um cenário sui generis, contrário ao
sinal regulatório, onde o alvo de perdas não promove a eficiência nem guarda razoabilidade
econômica e técnica.
A perda da Caiuá por ser de caráter técnico demanda, na grande maioria dos recursos,
investimentos na rede para que se possa adequar ao patamar regulatório. Estes investimentos
possuem um ganho marginal muito baixo em termos de benefício, enquanto que os
montantes de recursos financeiros (gastos) destinados são altíssimos.
Neste sentido, solicita-se o acréscimo de 1,04%15 da perda técnica regulatória, que passaria de
6,66% da energia injetada para 7,7%.
Perdas Regulatórias
Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta)
Limite de Redução (a.a)
Referencial Regulatório PNT/BT
Referencial Regulatório PT/Einj
2013
1,14%
1,14%
6,66%
2014
0,22%
-0,92%
0,22%
7,70%
2015
0,22%
0,00%
0,22%
7,70%
2016
0,22%
0,00%
0,22%
7,70%
2017
0,22%
0,00%
0,22%
7,70%
2018
0,22%
0,00%
0,22%
7,70%
2019
0,22%
0,00%
0,22%
7,70%
2020
0,22%
0,00%
0,22%
7,70%
2021
0,22%
0,00%
0,22%
7,70%
2022
0,22%
0,00%
0,22%
7,70%
2023
0,22%
0,00%
0,22%
7,70%
2024
0,22%
0,00%
0,22%
7,70%
2025
0,22%
0,00%
0,22%
7,70%
Ressalta-se que para o ano de 2013, como já foi homologado o evento tarifário, considerou o
ajuste de trajetória a partir do evento tarifário de 2014.
A seguir mostra-se a trajetória, apresentada em ano gregoriano, da empresa.
15
Conforme o Pleito enviado por meio do Ofício INTER-RSS 129-B / 2013 à Diretoria da ANEEL, em
25 de abril de 2013
_____________________________________________________________________________
202
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Trajetória de Perdas Totais (Regulatória versus Real)
% Perdas Totais
10,00%
5,00%
0,00%
2013
Perda Regulatória 7,83%
Perda Empresa
8,87%
2014
7,83%
2015
7,83%
2016
7,83%
2017
7,83%
2018
7,83%
2019
7,83%
2020
7,83%
2021
7,83%
2022
7,83%
2023
7,83%
2024
7,83%
2025
7,83%
8,61%
8,35%
8,09%
7,83%
7,83%
7,83%
7,83%
7,83%
7,83%
7,83%
7,83%
7,83%
Mesmo com o ajuste do patamar de perdas a Caiuá apresenta descasamento entre perdas
regulatórias e a realidade. Este descompasso gerará, ainda, evicção de valor da ordem de
R$ 4,3 milhões mas apenas por um ciclo.
Ou seja, além de investir pesado no sistema para melhorar o patamar de perdas técnicas a fim
de buscar a aderência regulatória, mesmo ajustando o valor regulatório a Caiuá incorrerá em
perdas econômicas.
Os valores de custos e investimentos atrelados a esta trajetória de perdas será abordado no
item referente a investimento e custeio constante neste mesmo Capitulo 9, seção 9.03.
Ressalta-se que além do esforço financeiro, há um esforço técnico e operacional enorme de
exequibilidade da trajetória e o acatamento do pleito de ajuste do patamar de perdas indica o
caminho mais robusto, principalmente pelo sinal econômico indicado.
Por fim, cabe destacar que além de todo o esforço financeiro, o cenário proposto levou em
conta, não somente a aderência regulatória, mas também a exequibilidade da trajetória
proposta, uma vez que se está, de forma geral, propondo um cenário mais sustentável para
esta concessão.
Conforme destacado no Capitulo 6 e 8 acima, o Regulador possuiu poderes de tratar as
excepcionalidades pelos condições delegadas pela Lei no 12.767/12. Para consecução desses
objetivos, a Lei nº 12.767/12 estabeleceu em seu artigo 17 a possibilidade de aplicação de
regime excepcional de sanções regulatórias, abaixo transcrito:
“Art. 1 . A Aneel poderá estabelecer regime e cepcional de sanções regulatórias
durante o período de prestação temporária do serviço público de energia elétrica de
que trata o art. 2º e nas hipóteses de intervenção.”
_____________________________________________________________________________
203
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
(b) Compra de Energia
Em vista das alterações promovidas na projeção de mercado, apresentadas anteriormente,
observamos ligeira alteração na cobertura contratual nos anos de 2014 e 2015, mas que não
alteram as conclusões apresentadas no item 7.03 (d), vislumbra-se para o ano de 2013
perspectiva de subcontratação, mas que devido ao expressivo volume de cancelamento e
postergação de CCEARs de Leilões nos quais a Caiuá participou, a distribuidora possui
“e posição in oluntária” suficiente para cobrir a subcontratação islumbrada. ara os demais
anos, a perspectiva é de manutenção da cobertura contratual dentro da faixa de 100% a 105%.
(c) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Consumidores
Conforme apresentado nos itens 4.02 (e) e 7.03 (c) a distribuidora possui montante de R$
458,4 mil para incorporação de redes e devolução aos consumidores dos valores antecipados
no âmbito do Programa de Universalização) e R$ 3,4 milhões (valor histórico) de restituições a
serem realizadas até o ano de 2015.
Em vista dos valores envolvidos e no prazo limite de 2015 para a restituição aos consumidores
e incorporação da maior parte das obras, adotou-se a premissa de quitação do passivo até o
prazo final da concessão da distribuidora, considerando a incidências das atualizações, juros e
multas previstos na legislação vigente.
(d) P&D e PEE
A regularização do dispêndio dos recursos de P&D e PEE depende da existência de projetos e
da capacidade de execução dos mesmos pela distribuidora. Nos Capítulos 4 e 7 discorremos
sobre a existência de saldo expressivo, ainda a aplicar nos projetos e identificamos a
necessidade de estabelecimento de prazo adicional para a conclusão dos objetivos dos
programas.
Portanto, solicitamos um prazo adicional de 24 meses, contados a partir de janeiro de 2014,
para a regularização dos investimentos em P&D e no PEE, sem a aplicação das penalidades
previstas durante este período. A proposta é que até o término dos 24 meses o Saldo s/Selic
dos programas não seja superior aos limites permitidos pela regulamentação.
Essa solicitação, no âmbito deste Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões,
observa o disposto na Lei nº 12.767/2012, de 27 de dezembro de 2012, que dentre outros
temas tratou da intervenção para adequação do serviço público de energia elétrica. Em seu
Artigo 12 a Lei estabelece que:
_____________________________________________________________________________
204
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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 das Falhas e Transgressões de prazo necessário para que a
distribuidora alcance seus objetivos vinculados ao P&D e PEE, de forma a restabelecer uma
situação de equilíbrio na efetivação de ações garantidoras de resultados alinhados com os
comandos regulatórios.
O estabelecimento desse novo prazo se vincula a necessidade de adoção de um conjunto de
medidas para a regularização dos investimentos em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e em
Eficiência Energética (PEE) da distribuidora, de forma a cumprir as metas estabelecidas pela
ANEEL.
Dentre essas medidas saneadoras, destacamos:

Identificar possíveis projetos já estruturados pela empresa dando início imediato aos
mesmos.

Buscar no portfólio de projetos disponíveis, propostas que sejam de interesse da Caiuá
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
Caiuá 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.
_____________________________________________________________________________
205
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

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 Caiuá reais condições de aplicação dos
saldos remanescentes do P&D e PEE, com plena regularização de sua situação frente esses
programas setoriais de grande relevância para o país.
(e) Reajustes e Revisões Tarifárias
Os reajustes e revisões tarifárias resultantes, da consideração deste cenário alternativo do
Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões, buscaram incorporar os
dispositivos regulatórios vigentes e as premissas analisadas ao longo deste Capítulo 9,
especialmente para as trajetórias de perdas de distribuição, mercado e investimentos.
Portanto, tendo em vista as alterações promovidas na projeção de mercado, nas trajetórias
regulatórias de perdas e no investimento, observa-se alteração no resultado dos eventos
tarifários. Abaixo a tabela com o resultado dos eventos projetados.
_____________________________________________________________________________
206
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Descrição
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
mai/13
Reajuste
3º ciclo
mai/14
Reajuste
3º ciclo
mai/15
Reajuste
3º ciclo
mai/16
Revisão
4º ciclo
mai/17
Reajuste
4º ciclo
mai/18
Reajuste
4º ciclo
mai/19
Reajuste
4º ciclo
mai/20
Revisão
5º ciclo
mai/21
Reajuste
5º ciclo
mai/22
Reajuste
5º ciclo
mai/23
Reajuste
5º ciclo
mai/24
Revisão
6º ciclo
mai/25
Reajuste
6º ciclo
Impacto no IRT
(1)
Encargos Setoriais
(2)
Transporte de Energia
(3)
Compra de Energia
(4)
Parcela A = (1) + (2) + (3)
(5)
Parcela B
0,18%
-0,01%
10,15%
10,32%
1,80%
1,79%
-0,04%
-5,63%
-3,88%
0,90%
0,36%
0,27%
2,29%
2,92%
1,26%
0,28%
0,28%
2,02%
2,58%
3,29%
0,25%
0,25%
1,68%
2,17%
1,35%
-1,77%
0,25%
2,59%
1,07%
1,25%
0,14%
0,26%
2,76%
3,16%
1,27%
0,11%
0,26%
2,75%
3,12%
0,25%
0,09%
0,25%
2,60%
2,93%
1,10%
0,09%
0,23%
2,44%
2,77%
1,09%
0,09%
0,23%
2,08%
2,40%
1,09%
0,06%
0,24%
2,00%
2,30%
-0,40%
0,08%
0,24%
1,97%
2,29%
1,06%
(6)
(7)
(8)
(9)
(10)
IRT Econômico = (4) + (5)
IRT Financeiro
IRT Total = (6) + (7)
Reversão dos Financeiros do Ano Anterior
Efeito Médio ao Consumidor = (8) + (9)
12,12%
1,47%
13,59%
-1,84%
11,75%
-2,99%
-3,33%
-6,32%
-1,42%
-7,73%
4,18%
2,95%
7,13%
3,21%
10,34%
5,87%
2,69%
8,56%
-2,85%
5,71%
3,53%
2,23%
5,76%
-2,59%
3,17%
2,32%
2,03%
4,35%
-2,16%
2,20%
4,43%
2,72%
7,15%
-1,96%
5,19%
3,37%
2,87%
6,25%
-2,62%
3,62%
4,03%
2,66%
6,69%
-2,78%
3,92%
3,86%
2,53%
6,40%
-2,57%
3,83%
3,49%
2,48%
5,97%
-2,44%
3,53%
1,90%
2,46%
4,36%
-2,39%
1,97%
3,36%
2,50%
5,85%
-2,37%
3,48%
Fator X
Componente Pd
Componente T
Componente Q
1,64%
1,47%
0,00%
0,17%
2,26%
1,47%
0,00%
0,79%
1,47%
1,47%
0,00%
0,00%
1,18%
1,18%
0,00%
0,00%
0,85%
1,18%
0,00%
-0,33%
1,18%
1,18%
0,00%
0,00%
1,18%
1,18%
0,00%
0,00%
1,13%
1,13%
0,00%
0,00%
1,13%
1,13%
0,00%
0,00%
1,13%
1,13%
0,00%
0,00%
1,13%
1,13%
0,00%
0,00%
1,12%
1,12%
0,00%
0,00%
1,12%
1,12%
0,00%
0,00%
Data
Tipo de Evento
Ciclo Tarifário
_____________________________________________________________________________
207
Com o reconhecimento regulatório das Perdas Técnicas, a Compra de Energia em 2014
acarreta um impacto negativo no reposicionamento de 3,88% (0,35% maior que no caso base,
cenário atual apresentado no Capítulo 7). O Efeito Médio para o consumidor é negativo em
7,73% (0,35% maior que no caso base) em decorrência desta reconsideração do patamar das
perdas técnicas regulatórias.
No evento tarifário seguinte, em 2015, há pouca variação entre os dois casos.
Na Revisão Tarifária de 2016, a Parcela B aumenta 10,59% (impacto positivo de 3,29),
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 1,18% (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
#
Evolução da Base de Remunera Regulatória
Base de Remuneração Bruta Total
Base de Remuneração Líquida Total
R$ MM
R$ MM
Evolução da Base de Remunera Regulatória
Base de Remuneração Bruta Total
Base de Remuneração Líquida Total
%
%
3º Ciclo
238
101
4º Ciclo
5º Ciclo
318
138
33,3%
36,4%
390
156
22,7%
12,6%
6º Ciclo
453
154
16,3%
-1,4%
(*) valores a moeda do 3CRTP
Nos eventos tarifários subsequentes ocorrem alterações da Parcela B em decorrência das
Componentes Pd do Fator X. A variação da Parcela B fica sempre inferior ao caso base.
Na Revisão Tarifária de 2020, do 5º Ciclo, há uma variação da Parcela B de 0,76% com impacto
econômico positivo de 0,25%. O impacto para consumidor é positivo em 3,62%. A Componente
Pd calculada nesta Revisão é de 1,13% (idêntica ao Caso Base).
Nos eventos tarifários subsequentes não há grande variação entre os dois casos.
(f)
Renovação das Concessões
Nos termos da regulamentação vigente e no Contrato de Concessão, o Grupo Rede solicitou a
renovação da concessão da Caiuá Distribuição de Energia Elétrica S.A. Nesse contexto, as
projeções econômico-financeiras, em ambos cenários, levaram em consideração a premissa da
renovação da concessão da Caiuá.
Além das motivações técnicas e regulatórias descritas, do ponto de vista econômico e
financeiro é racional considerar a fusão entre as quatro distribuidoras paulistas controladas
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
pela Rede Energia, desde que mantido o spread (receita líquida – energia comprada –
transporte de energia), correspondentes à soma destas empresas na partida da operação, e
renovadas estas concessões no mesmo ato.
Adotar este princípio não deveria ser um empecilho, uma vez que as revisões tarifárias
deverão, de qualquer forma, manter o equilíbrio econômico e financeiro da nova concessão.
Do ponto de vista estritamente econômico e financeiro, fundir as empresas implicará em ter
uma concessão mais equilibrada e com melhor escala, em benefício da solvência e da
perenidade.
Nasceria uma nova empresa com mais de 650 mil clientes, energia distribuída superior a 3.700
GWh/ano (cativo + livre) e receita bruta de R$ 1,2 bilhão/ano, o que assegura maior
atratividade para parceiros de crédito e investimento, o que é importante para assegurar
financiabilidade aos investimentos a serem realizados.
Adicionalmente, ao proceder a fusão entre as empresas, preservamos o equilíbrio da
alavancagem com um aumento de capital de R$ 50 milhões na partida da operação, dentro da
métrica que entendemos ser adequada para infraestrutura de energia elétrica, com a Dívida
Líquida / EBITDA <= 3,5x, no caso da nova empresa, durante todo o horizonte de projeção
(com 3,0x em 2017).
Isso significa que as empresas, em conjunto, estarão equilibradas do ponto de vista
econômico-financeiro, o que proporciona, no período entre 2014-2017, realizar investimentos
de quase R$600 milhões (mais de R$1,6 bilhão até 2025).
O quadro abaixo sumariza dados do demonstrativo de resultado e fluxo de caixa,
demonstrando a saúde da empresa formada pós-fusão, assegurando a capacidade de
realização dos investimentos necessários ao cumprimento do contrato de concessão.
Sumário Executivo
PMSO
CAPEX Póprio (*)
2013
GWh
%
Mil
R$ Milhões
Vendas Mercado Próprio
Crescimento Mercado Próprio
Número de Consumidores
Receita Operacional Bruta
Receita Operacional Líquida
Spread (Receita Líquida - Compra - Transp.)
EBITDA (Ebit + Depreciação)
Resultado Financeiro
Lucro Líquido
Saldo de Caixa
Dívida Total Líquida
Dívida Total Líquida / EBITDA
Dívida Total Líquida / (EBITDA-Capex)
EBITDA / Resultado Financeiro
PMSO/Consumidor (R$)
CAPEX/Consumidor (R$)
Relações
Margem EBITDA (EBITDA / Receita Líquida)
Margem Spread (Spread/Receita Líquida)
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
3.137
649
1.203
850
258
65
(38)
(27)
3.264
4,1%
667
1.284
905
316
121
(15)
62
3.382
3,6%
684
1.366
958
322
117
(32)
38
3.507
3,7%
702
1.465
1.029
344
130
(37)
42
3.633
3,6%
721
1.554
1.091
372
145
(41)
48
3.761
3,5%
740
1.654
1.176
400
163
(45)
56
3.892
3,5%
759
1.781
1.271
432
180
(48)
64
4.027
3,5%
779
1.915
1.364
459
192
(49)
70
4.164
3,4%
799
2.057
1.464
489
207
(51)
77
4.305
3,4%
819
2.211
1.574
526
228
(52)
89
4.449
3,3%
840
2.375
1.691
566
250
(51)
103
4.596
3,3%
861
2.523
1.797
593
258
(48)
107
4.747
3,3%
883
2.688
1.914
627
272
(44)
118
158
84
194
150
205
125
217
119
229
122
241
115
257
121
273
116
290
113
308
114
328
109
348
130
370
119
100
302
207
356
191
412
55
431
62
444
68
442
71
449
78
442
81
430
90
406
95
365
103
345
108
302
7,7%
30,3%
13,4%
34,9%
12,2%
33,6%
12,6%
33,5%
13,3%
34,0%
13,9%
34,0%
14,1%
34,0%
14,1%
33,6%
14,1%
33,4%
14,5%
33,4%
14,8%
33,5%
14,4%
33,0%
14,2%
32,8%
4,6 x
-16,4 x
1,7 x
243
129
2,9 x
-12,6 x
8,0 x
292
224
3,5 x
-52,1 x
3,7 x
300
183
3,3 x
42,4 x
3,5 x
309
170
3,0 x
18,7 x
3,6 x
318
169
2,7 x
9,2 x
3,6 x
326
155
2,5 x
7,7 x
3,8 x
339
160
2,3 x
5,8 x
3,9 x
351
149
2,1 x
4,5 x
4,1 x
364
141
1,8 x
3,6 x
4,4 x
377
139
1,5 x
2,6 x
4,9 x
390
130
1,3 x
2,7 x
5,3 x
404
151
1,1 x
2,0 x
6,1 x
419
135
(*) CAPEX APÓS CAPITALIZAÇÃO E IMPOSTOS. DESCONSIDERA PARTICIPAÇÃO DO CONSUMIDOR, SUBSÍDIOS E APLICAÇÕES EM P&D E PEE.
209
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
(g) Sanções Regulatórias
Para a elaboração deste cenário considera-se a premissa de acolhimento do pleito
apresentado a seguir, nos termos do inciso III do artigo 12 da Lei 12.767/1216, que estabelece
que, em vista da excepcionalidade da situação econômico-financeira, os acionistas de
concessionária sob intervenção apresentem Plano de Recuperação contendo proposta de
regime excepcional de sanções regulatórias.
Considerando que o Despacho 1.493/2013, o qual determina que Termos de Notificação
emitidos durante o período de intervenção tenham caráter orientativo e /ou determinativo,
deixará de produzir efeitos no momento do fim do período de intervenção, requer-se a
extensão dos benefícios concedidos a esta por meio do Despacho para além o período da
intervenção, nos seguintes termos:
1.
Para os Termos de Notificação emitidos em momento anterior à intervenção,
requer-se, na eventualidade de serem convertidos em Auto de Infração, a
suspensão de sua exigibilidade, pelo prazo de 2 (dois) anos, contados a partir da
data de transferência de controle acionário da distribuidora;
2.
Para os Termos de Notificação emitidos após a transferência do controle acionário
da Distribuidora, requer-se a extensão das benesses do regime sancionatório
excepcional para que todos eles, emitidos no período de 2 (dois) anos, contados a
partir da data de transferência de controle acionário da distribuidora, tenham
caráter unicamente orientativo e/ou determinativo, sem a imposição de
penalidades, com amparo no análogo precedente julgado nos autos do processo
48500.005160/2012 – procedimentos especiais para a fiscalização durante o
período de intervenção pela ANEEL nas Concessionárias de Distribuição de Energia
Elétrica – nos termos do Despacho 1.493/2013;
3.
Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que
tramitam em esfera administrativa, requer-se o aceite pela Agência do
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
210
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
parcelamento da penalidade em 12 (doze) meses, conforme previsto no art. 35-A
da Resolução ANEEL nº 63/200417;
4.
Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que
tramitam em esfera judicial, requer-se a desistência dos valores de sucumbência
por parte dessa Agência;
5.
Por fim, ainda no âmbito do regime excepcional de sanções, requer a distribuidora
a anistia dos encargos incidentes sobre o valor principal das obrigações
pecuniárias das sanções regulatórias (multa, juros e atualização monetária).
Dessa forma a premissa de quitação para as sanções regulatórias transitadas em julgado, são
as seguintes:
1. Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, que
tramitam em esfera judicial, considera-se a quitação dos valores exigíveis a partir de
janeiro de 2014, diluídos ao longo de 24 (vinte e quatro) meses, prazo necessário
estimado
para
o
equacionamento
e
conclusão
dos
referidos
processos.
Adicionalmente, considera-se a desistência de sucumbência por parte dessa Agência;
Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que tramitam em
esfera administrativa, adota-se o parcelamento da penalidade em 12 (doze) meses, conforme
previsto no art. 35-A da Resolução ANEEL nº 63/2004.
Seção 9.03
Operacional
(a) Evolução do Custo Operacional
Para a Caiuá não existe variação na projeção custos operacionais entre o Cenário Prospectivo e
Cenário Proposto do Plano. Como a trajetória de perdas não-técnica que será perseguida pela
Caiuá descrita em 7.03 e 9.02 é a mesma, os custos operacionais não variam entre os dois
cenários.
(b) Evolução do Investimento
Para a Caiuá não existe variação relevante entre o Cenário Prospectivo e Cenário Proposto do
Plano de Recuperação uma vez que a trajetória de perdas não-técnica que será perseguida
17
Art. 35-A. Os débitos originários de multas aplicadas pela ANEEL ou Agências Conveniadas poderão
ser pagos em até doze parcelas mensais e sucessivas, mediante requerimento dirigido ao Superintendente
de Administração e Finanças da ANEEL, não podendo cada parcela ser inferior a R$ 10.000,00 (dez mil
reais).
211
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
pela Caiuá descrita em 7.03 e 9.02 é a mesma, assim como permanecem os demais indicadores
de qualidade.
(c) Programa Luz para Todos
Não Existe análise de cenário alternativo.
Seção 9.04
Econômico-Financeira
(a) Obrigações em Aberto (Financeiras, Fiscais, Setoriais)
Para recuperar a sustentabilidade da concessão de distribuição de energia elétrica da Caiuá
será necessário um volume significativo de novos investimentos, inclusive no curtíssimo prazo.
Como pôde ser observado através das projeções do Cenário Prospectivo, a fragilidade
econômico-financeira da Caiuá 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 e incorporação de redes.
Energisa necessitará de alguns meses para operacionalizar financiamentos junto a bancos de
fomento, principalmente BNDES, de forma que será importante ter um relevante capital de
giro no início de sua administração.
Para fins de comparação, atualmente a dívida com encargos setoriais da Caiuá é de R$58,7
milhões. Uma vez que a Parcela B homologada em seu último evento tarifário foi de R$86,0
milhões, esse passivo representa 68% da Parcela B. Ou seja, é como se no início do processo de
retomada da normalidade a concessão ficasse sem o equivalente a 68% da sua Parcela B. Da
mesma forma, a dívida com encargos setoriais da Caiuá representa 3,14x o EBITDA de 2012, o
que demonstra que seria necessário alocar mais de três anos de geração operacional de caixa
somente para liquidar esse passivo em atraso.
PASSIVOS EM ATRASO - SALDO EM 30/06/2013
DESCRIÇÃO
ENCARGOS SETORIAIS
CCC
CDE
Quota para RGR
Quotas do PROINFA
R$ Milhões
58,7
23,3
20,2
2,3
12,9
212
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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 excepcional em que
a concessionária se encontra.
A proposta do presente Plano para a dívida dos encargos setoriais é o parcelamento até o
término da concessão, exceto por CCC, sendo que o início de seu pagamento ocorreria logo
após a assunção do controle acionário pela Energisa. O saldo devedor será atualizado pela
variação da taxa básica de juros (SELIC).
Consideramos que o passivo com CCC será pago em 12 meses, com o saldo devedor também
remunerado pela SELIC.
Energisa viabilizará em até 60 (sessenta) dias após a assunção do controle societário um
aporte de capital de R$152 milhões que viabilizará, em conjunto com o parcelamento
solicitado para pagamento do passivo em atraso com encargos setoriais, a recuperação
estrutural da concessão da Caiuá.
Ressaltamos que este foi um dos pontos principais da viabilização da recuperação judicial de
Celpa, que foi acolhido pelo Juízo da 13ª Vara Cível da Comarca de Belém.
A bem da verdade, a ANEEL apresentou recurso contra essa inclusão e a sentença judicial
definitiva ainda não foi dada, mas tal diferimento é o que está sendo aplicado. Entretanto, o
objetivo aqui não é discutir os aspectos jurídicos do parcelamento em vigor na Celpa. O que
está sendo abordado é o fato de que o processo de retomada da normalidade da concessão
Celpa também exigiu que o pagamento da dívida com encargos setoriais fosse expandido, sob
pena desse pagamento, que não traz qualquer benefício à concessão, a menos da adimplência,
exercesse uma concorrência com os recursos necessários à recuperação da sustentabilidade.
Esse é o mesmo contexto vivido pela Caiuá.
Em 29/06/12 a Celg e a Eletrobras assinaram Termos de Confissão e Repactuação de Dívidas
relativas aos encargos setoriais CDE, RGR e PROINFA, bem como os débitos de Itaipu. Esses
Termos, por envolverem partes relacionadas foram submetidos à aprovação da SFF/ANEEL
para anuência relativa à dação de recebíveis em garantia.
Esses Termos preveem o pagamento das mencionadas dívidas no período de 2012 a 2019. Por
meio do Despacho SFF nº 2106, de 26/06/12, a SFF/ANEEL anuiu à dação de recebíveis em
garantia, para dívida de visando à repactuação de dívidas com visando à repactuação de
213
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
dívidas com encargos setoriais junto a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras no valor
de até R$ 2.190.281.930,69.
A proposta do Plano de Recuperação de parcelamento até junho de 2015 encontra amparo na
Lei 12.767/12, mais especificamente no inciso III, art. 12, que estabelece:
III - Proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação.
Diante do exposto, a proposta do Grupo Energisa para pagamento da dívida dos encargos
setoriais é o parcelamento até junho de 2015, data do prazo de vencimento da concessão, com
correção pela variação da SELIC, a contar da data de assunção do controle acionário.
Para o suprimento de energia de Itaipu, cujo saldo em atraso em 30 de junho de 2013 era de
R$45,2 milhões, foi considerado o mesmo perfil de parcelamento, corrigido pela variação do
dólar + 2% ao ano. Este pleito já foi encaminhado formalmente à Eletrobras.
(b) Endividamento Financeiro
Após o aumento de capital, a Caiuá fica com uma equilibrada situação econômico-financeira.
Com a capacidade de realavancagem restabelecida, através do aumento de capital e do
ressarcimento dos recursos apropriados pelo Daycoval, a Caiuá poderá acessar mercado em
operações que permitam o alongamento de seu passivo, sem maiores dificuldades.
(c) Impostos, Taxas e Contribuições
No Plano, os impostos já caracterizados na seção 7.07 (c), merecem os seguintes destaques:
ICMS: No âmbito das projeções espera-se a constituição de créditos de ICMS da ordem de R$
71 milhões até 2025, dos quais R$ 53 milhões serão compensados dentro do horizonte deste
trabalho.
Imposto de Renda / Contribuição Social: Estima-se que a Caiuá compensará os R$ 10 milhões
de créditos contabilizados até 2020, dentro do prazo legal previsto.
(d) Reestruturação de Capital e Dividendos
Conceitos – Indicadores de Alavancagem
Há várias metodologias para avaliação de solvência e bancabilidade para empresas, pontos
fundamentais para atuação em setores de capital intensivo.
Não se pode imaginar uma empresa do setor elétrico sem acesso a crédito compatível com o
que é exigido no setor, ou seja, de longo prazo e a custos equilibrados.
214
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Da mesma forma, o acesso a todos os mercados é fundamental, até pela impossibilidade de
podermos afirmar que o crédito desejado estará sempre disponível. Há limites de
concentração de risco praticados por agentes financiadores, o que exige criatividade e alguma
dispersão na disponibilidade de crédito para acesso a estruturas alternativas.
Avaliamos junto a bancos e agências de rating qual seria a métrica mais usual do mercado
brasileiro para qualificação da solvência e bancabilidade de uma companhia, e qual seria o
nível adequado para este índice no ambiente atual (nível de juros básicos, duration das dívidas
disponíveis, da carteira da empresa e etc).
Certamente não é a única, mas a Dívida Líquida / EBITDA é a mais utilizada e a mais simples de
ser apurada. É interessante que a ANEEL também manifeste preferência por este indicador na
sua rotina de avaliação das concessionárias.
Ressaltamos aqui, a título de exemplo, a avaliação do rating da Energisa junto a Standard &
oor’s e Fitch, as quais concederam notas equi alentes a AA- em escala nacional, o que pode
representar um teste de validade a este princípio, à medida que a empresa possui amplo
acesso a crédito bancário e mercado.
O nível de classificação de rating nacional tem possibilitado à Energisa, e às suas subsidiárias
dos setores de geração e distribuição de energia, acesso aos mais diversos produtos do
mercado: (i) linhas de fomento em condições diferenciadas (BNDES, Banco do Nordeste e
FIFGTS), (ii) crédito bancário amplo junto a bancos de primeira linha e (iii) acesso ao mercado
de capitais (FIDCs, Debêntures e etc).
A Energisa possui uma política de gestão de riscos que: (i) limita a alavancagem a 3,5x EBITDA,
(ii) determina duration (prazo médio) de dívida a ser perseguido de 4 anos, (iii) limita
exposição a moeda estrangeira e derivativos, (iv) limita o pagamento de dividendos em
momentos de investimentos mais intensos, (v) limita a concentração de liquidez num mesmo
banco, dentre outros limites e obrigações. Esta política, tornada pública no início de 2009, tem
rendido constantes elogios à disciplina financeira da Energisa e de suas subsidiárias, refletindo
na sua percepção de risco.
As agências de rating que cobrem o Grupo Energisa dão ênfase aos níveis de alavancagem
medidos pelo indicador Dívida / EBITDA na avaliação do risco. Isto fica evidente nas recentes
ações do rating da Energisa, dos quais destacamos:

Standard & oor’s: Em 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
215
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
“brAA-“. A agência sinali a que os ratings poderão 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.
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
216
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Dívida Líquida (pela redução de caixa ou por inclusão de financiamentos contratados), de
forma que o indicador passa a ter a influência do Capex no numerador e no denominador.
Adicionalmente, empresas que necessitam de um esforço relevante de investimento, para
atingir metas de qualidade, afinal uma das motivações para intervenção foi justamente a
insuficiência de investimentos que causaram deterioração das condições operacionais.
Portanto não deveriam ter fortes restrições de Capex em covenants, independente de fazer
todo sentido manter a alavancagem geral equilibrada (já cobertos pela Dívida Líquida /
EBITDA).
Portanto, é importantíssimo que as concessionárias sob intervenção tenham liberdade para
investir. As restrições de crédito e liquidez enfrentadas por estas concessionárias nos últimos
anos fizeram com que priorizassem obrigações básicas, em detrimento do cumprimento de um
plano de investimentos em expansão, manutenção e no alcance das metas regulatórias de
qualidade. Consequentemente, estas concessionárias precisam realizar investimentos não
executados para, dentre outros objetivos, reestabelecer seus indicadores de qualidade para os
padrões determinados pela Agência Reguladora.
Principalmente nos primeiros anos de recuperação da empresa, o montante de investimento
se aproxima do valor do EBITDA, quando não o supera em alguns casos, tornando o
cumprimento do indicador impraticável.
Sugerimos não adotar o indicador Dívida Líquida / (EBITDA – Capex), limitando o controle ao
indicador de Dívida Líquida / EBITDA, que é mais utilizado na avaliação da concessão de crédito
e, de toda forma, já reflete o esforço do investimento na Dívida Líquida.
Reestruturação de Capital
A consideração sobre a necessidade de capitalização da empresa está amparada nos
compromissos de sanar transgressões (aportar recursos para compensar efeitos da operação
com Banco 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.
A dívida líquida da Caiuá, após deduzir caixa e equivalentes, mútuos a receber e Daycoval e ser
restituído, totaliza R$275,6 milhões. Os principais indicadores do desempenho econômicofinanceiro nos balancetes de 30 de Junho de 2013 e demais informações levantadas na
diligência estão apresentados a seguir:
217
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Posição 2T2013 (R$ MM)
Empréstimos e Financiamentos
Impostos Parcelados
Provisão para déficit atuarial
Mútuos
Encargos Setoriais/Eletrobrás Em Atraso
Encargos Atrasados + Tributos em Atraso
Repasse Itaipú Atrasado
Dívida Total ¹
Disponibilidades + Aplicações no Mercado Aberto + Recebimento Mútuo +
Daycoval
Disponibilidades
Aplicações no Mercado Aberto
Recebimento de Mútuo
Daycoval
Dívida Líquida
CAIUÁ
57,3
118,6
0,1
48,1
103,9
58,7
45,2
328,0
52,4
12,4
28,1
12,0
275,6
EBITDA 2012² - SEM CONTINGÊNCIA/PDD
37,2
EBITDA 2012²
22,1
Patrimônio Líquido
Capital Social / Reservas de Capital
Reserva de Reavaliação
Reservas de Lucro / Prejuízos acumulados
(110,2)
111,3
(0,8)
(220,7)
1: Dívi da bruta cons i dera : emprés timos e fi na nci a mentos + i mpos tos pa rcel a dos + provi s ã o p/
défi ci t a tua ri a l + Enca rgos Setori a i s /El etrobrá s Em Atra s o + Mútuos à Pa ga r
2: EBITDA = EBIT+Depreci a çã o+ Acrés ci mos Mora tóri os
Ratios
Divida Líquida / (Dívida Líquida + PL)
Dívida Líquida/ EBITDA
Dívida Líquida/ EBITDA - Sem Contingência/PDD
CAIUÁ
166,6%
12,5x
7,4x
Calculando-se o indicador de alavancagem financeira através da divisão da dívida líquida de
junho de 2013 pelo EBITDA (2012) alcança-se 12,5x. Se as provisões para devedores duvidosos
e contingências realizadas no período forem desconsideradas, este indicador cai para 7,4x.
Entretanto, a Cemat 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 indicador Dívida Líquida /
EBITDA <= 3,5x.
No caso da Caiuá, foi considerado o seguinte esforço de capital para equilíbrio de sua
alavancagem e estrutura de capital:
218
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
i.
Pagamento Líquido de Mútuos: R$ 48,1 milhões
a.
Recebimento de mútuos: N.A
b.
Pagamento de mútuos: R$ 48,1 milhões
ii.
Dívida Líquida (2T13) / EBITDA (2012) antes do AC: 12,5x
iii.
Aumento de Capital (AC): R$172,0 milhões (Inclui R$ 12,0 milhões Daycoval)
iv.
Dívida Líquida (2T13) / EBITDA (2012) após o AC: 5,2x
Com o referido aumento de capital, a Caiuá alcança um ratio de Dívida Líquida / EBITDA com
base no pró-forma de 30-jun-2013 de 5,2x e de 3,5x 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 = 3,5x em 2017 e segue uma trajetória de melhoria,
viabilizando investimentos próprios de R$ 0,5 bilhão entre 2014-2025.
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 encaminhados neste
Plano e refletido ao longo de todo este capitulo 9.
CAIUA (R$MM)
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
CENÁRIO PROSPECTIVO
EBITDA
Lucro Líquido
Dívida Líquida
DL/EBITDA
31,7
8,4
172,4
27,3
(1,7)
206,7
40,7
4,7
213,0
50,4
13,7
220,0
56,6
16,8
217,1
62,2
20,3
207,1
66,7
23,1
207,5
72,3
25,8
202,8
79,2
29,8
194,5
87,0
34,8
180,1
90,0
36,3
183,8
95,1
39,9
169,2
5,4 x
7,6 x
5,2 x
4,4 x
3,8 x
3,3 x
3,1 x
2,8 x
2,5 x
2,1 x
2,0 x
1,8 x
32,3
13,6
150,2
28,4
4,4
176,7
41,6
11,6
173,9
50,8
16,8
175,9
56,4
19,3
177,8
62,0
22,2
175,0
67,3
25,2
174,3
73,1
28,1
170,2
80,0
32,1
160,2
87,8
37,2
144,0
90,7
38,9
146,0
95,7
42,5
129,6
4,7 x
6,2 x
4,2 x
3,5 x
3,2 x
2,8 x
2,6 x
2,3 x
2,0 x
1,6 x
1,6 x
1,4 x
PLANO
EBITDA
Lucro Líquido
Dívida Líquida
DL/EBITDA
Premissas para o Pagamento de Dividendos
Durante o período deste Plano, foi adotada a seguinte política para distribuição de dividendos:
i.
Enquanto Dívida Líquida / EBITDA >= 3,5x, dividendos mínimos obrigatórios de 25% do
lucro líquido distribuível.
ii.
Enquanto Dívida Líquida / EBITDA <= 3,5x, dividendos de 50% do lucro líquido
distribuível.
No caso da Caiuá, foi considerado o seguinte fluxo de dividendos:
Dívida Total Líquida / EBITDA
% DO LUCRO DISTRIBUÍVEL
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
4,7 x
0%
6,2 x
0%
4,2 x
0%
3,5 x
50%
3,2 x
50%
2,8 x
50%
2,6 x
50%
2,3 x
50%
2,0 x
50%
1,6 x
50%
1,6 x
50%
1,4 x
50%
219
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Em função da reserva de prejuízos acumulados e do patrimônio líquido negativo a Caiuá só
pode pagar dividendos a partir de 2017.
220
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Seção 9.05
Sumário das Projeções Financeiras
(a) Demonstrativo de Resultado Projetado
221
422
389
33
(530)
(302)
(58)
(64)
(102)
(2)
(0)
(107)
406
172
223
2
9
(311)
(67)
(194)
(49)
(0)
(12)
29
17
DESEMBOLSOS OPERACIONAIS
Energia elétrica comprada para revenda / transporte
Encargos setoriais
PMSO
Impostos e contribuições correntes e parcelamentos
Contingências judiciais
Outros desembolsos (inclui multas)
GERAÇÃO OPERACIONAL DE CAIXA
INGRESSOS NÃO OPERACIONAIS
Aporte de Capital
Empréstimos e Financiamentos
Partes relacionadas
Subsídios à investimentos / Participação Consumidor
Outros recebimentos não operacionais
DESEMBOLSOS NÃO OPERACIONAIS
Investimentos
Empréstimos e Financiamentos
Partes relacionadas
Dividendos
Outros desembolsos não operacionais
GERAÇÃO TOTAL DE CAIXA
SALDO INICIAL DE DISPONIBILIDADES
SALDO FINAL DE DISPONIBILIDADES
2014
INGRESSOS OPERACIONAIS
Arrecadação
Outros recebimentos
Fluxo de Caixa (R$ MM)
18
17
1
(116)
(53)
(63)
(0)
97
94
1
1
20
(427)
(238)
(12)
(68)
(105)
(3)
(0)
447
413
34
2015
20
18
2
(70)
(39)
(31)
-
34
32
1
1
38
(459)
(253)
(13)
(72)
(117)
(3)
(0)
496
460
37
2016
22
20
2
(139)
(49)
(91)
-
94
91
2
1
47
(489)
(271)
(14)
(76)
(124)
(4)
(0)
536
496
41
2017
23
22
1
(94)
(42)
(43)
(8)
-
44
41
2
1
51
(517)
(293)
(8)
(80)
(132)
(4)
(0)
568
527
41
2018
26
23
2
(158)
(39)
(109)
(10)
-
105
102
1
2
55
(557)
(317)
(8)
(86)
(142)
(4)
(0)
612
567
44
2019
26
26
1
(117)
(47)
(59)
(11)
-
56
52
2
1
62
(596)
(340)
(9)
(91)
(152)
(4)
(0)
658
612
46
2020
29
26
2
(179)
(43)
(124)
(13)
-
118
114
2
2
64
(643)
(367)
(9)
(96)
(167)
(4)
(0)
706
658
49
2021
30
29
2
(122)
(40)
(68)
(14)
-
55
52
1
2
68
(690)
(395)
(10)
(102)
(180)
(4)
(0)
758
707
52
2022
33
30
3
(188)
(38)
(134)
(16)
-
108
105
1
2
82
(730)
(423)
(10)
(107)
(186)
(4)
(0)
813
758
55
2023
35
33
1
(143)
(56)
(69)
(19)
-
58
55
2
1
87
(776)
(452)
(11)
(114)
(196)
(4)
(0)
862
804
58
2024
38
35
3
(187)
(42)
(126)
(19)
-
99
96
2
2
91
(827)
(483)
(11)
(120)
(208)
(4)
(0)
917
855
62
2025
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
(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
222
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
necessidades de captações para manutenção deste objetivo de liquidez mínima, seriam feitas
atra és de operações com pra o de dois anos “bullet” ao custo de 3 % do C I.
223
GWh
%
Mil
18
177
9,2%
31,4%
17
150
11,0%
33,3%
6,2 x
2,3 x
68
44
64
58
4,7 x
4,3 x
1.165
3,6%
239
441
309
97
28
(12)
4
2015
1.125
4,3%
234
417
294
98
32
(8)
14
2014
4,2 x
3,0 x
12,1%
32,8%
20
174
72
36
1.206
3,5%
245
490
345
113
42
(14)
12
2016
3,5 x
3,4 x
13,6%
33,8%
22
176
76
45
1.248
3,5%
251
530
373
126
51
(15)
17
2017
3,2 x
3,5 x
14,1%
33,8%
23
178
80
39
1.291
3,5%
257
561
401
136
56
(16)
19
2018
2,8 x
3,7 x
14,3%
33,6%
26
175
86
36
1.336
3,4%
263
604
434
146
62
(17)
22
2019
2,6 x
4,0 x
14,5%
33,4%
26
174
91
43
1.381
3,4%
270
650
466
155
67
(17)
25
2020
2,3 x
4,2 x
14,6%
33,1%
29
170
96
38
1.428
3,4%
276
698
500
166
73
(18)
28
2021
2,0 x
4,5 x
14,9%
33,1%
30
160
102
35
1.476
3,4%
283
749
537
178
80
(18)
32
2022
1,6 x
5,1 x
15,2%
33,1%
33
144
107
34
1.525
3,3%
289
803
576
191
88
(17)
37
2023
(*) CAPEX APÓS CAPITALIZAÇÃO E IMPOSTOS. DESCONSIDERA PARTICIPAÇÃO DO CONSUMIDOR, SUBSÍDIOS E APLICAÇÕES EM P&D E PEE.
Dívida Total Líquida / EBITDA
EBITDA / Resultado Financeiro
Margem EBITDA (EBITDA / Receita Líquida)
Margem Spread (Spread/Receita Líquida)
Saldo de Caixa
Dívida Total Líquida
PMSO
CAPEX Póprio (*)
Vendas Mercado Próprio
Crescimento Mercado Próprio
Número de Consumidores
Receita Operacional Bruta
Receita Operacional Líquida
Spread (Receita Líquida - Compra - Transp.)
EBITDA
Resultado Financeiro
Lucro Líquido
R$ Milhões
Relações
PLANO
1,6 x
5,4 x
14,8%
32,7%
35
146
114
51
1.576
3,3%
296
852
611
200
91
(17)
39
2024
1,4 x
6,2 x
14,7%
32,4%
38
130
120
37
1.628
3,3%
303
907
650
211
96
(16)
42
2025
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
(c) Sumário das Projeções Financeiras.
224
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
10.
Plano de Integração e Gestão
Seção 10.01 Estrutura de Serviços Compartilhados
Uma das motivações para que haja a consolidação no setor de distribuição é a possibilidade de
obter ganhos de escala que se revertam igualmente em maior eficiência operacional e
benefícios para consumidores. É comum haver no universo das distribuidoras pertencentes a
grupos econômicos o compartilhamento de estruturas e equipes estratégicas para a realização
de atividades que requeiram conhecimento especializado. Desta forma é possível maximizar a
qualidade do serviço prestado ao consumidor e otimizar a alocação de custos.
Adicionalmente ao compartilhamento de estruturas estratégicas, identifica-se para algumas
atividades, a possibilidade de contratação de serviços de forma competitiva pela distribuidora
com empresa não regulada especializada do mesmo grupo controlador.
Neste tema é importante ressaltar dois princípios fundamentais que serão usados pelos novos
controladores da distribuidora na escolha das atividades que serão objeto de contratação
entre partes relacionadas, após a devida anuência dessa Agência: i) atividades que são
tradicionalmente terceirizadas, para as quais podem ser obtidas referenciais de mercado para
a contratação; ii) ati idades “meio” para e ecução do ser iço. Não há intenção 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,
225
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
futuro controlador da distribuidora após a aprovação da Agência para o plano ora
apresentado, tratadas neste texto para facilitar entendimento como atividades do Grupo I.
Previu-se também a prestação de serviços, com preços competitivos, nos termos do art. 16, ao
art. 18 da Resolução 334/08, para as atividades nas quais se constata a necessidade urgente de
melhoria nos serviços prestados e ganhos de escala, tratadas neste texto para facilitar
entendimento como atividades do Grupo II.
De forma geral, dentre as atividades do Grupo I – Compartilhamento de 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;
226
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
x) Sistema de Planejamento e Gestão Estratégica
Dentre as atividades do Grupo II – Prestação de Serviços estão:
a)
Uso dos Sistemas de Tecnologia da Informação de propriedade ENERGISA
(incluindo licença de uso, manutenção e atualização)
b)
Administração do ambiente operacional do Site central de TI
c)
Administração de Banco de Dados de software de TI;
d)
Administração de correio eletrônico;
e)
Site de Contingencia de TI e administração desse ambiente operacional;
f)
Comissionamento dos sistemas inerentes à automação do sistema elétrico;
g)
Serviços de gerenciamento da Segurança da Informação;
h)
Atividades de Call Center;
i)
Atividades de crítica de faturamento e emissão de faturas;
j)
Serviço de Inspeção Termográfica Aérea para inspeção de Linhas e Redes;
k)
Serviço de Construção e Manutenção em Linha Viva de Subestações e Linhas
de Distribuição em 34,5KV/138KV.
Na modalidade de prestação de serviço com parte relacionada (Grupo II), as seguintes
premissas estão sendo consideradas:
•
Ativos (hardware e software) necessários para a execução dos serviços serão
adquiridos diretamente pela distribuidora;
•
Manutenções de softwares adquiridos, sistemas e demais serviços que
necessitarem subcontratação serão faturados diretamente à distribuidora como forma
de evitar bitributação;
•
A compra de ativos e softwares deverá ser executada sempre em caráter
corporativo, levando-se em consideração os ganhos de economia de escala nessa
modalidade de aquisição. Os valores em questão, caso não possam ser determinados
diretamente, deverão ser rateados para faturamento direto às distribuidoras, com
critérios a serem definidos; e
•
O preço do contrato de prestação de serviços deverá ser avaliado junto ao
mercado através da comparação com 2 (duas) propostas (perfazendo o total de 3
propostas comparadas).
227
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Para as atividades do Grupo II, seguem abaixo, as razões que suportam a premissa da
ENERGISA para uso de prestação de serviços:
Uso dos Sistemas de Tecnologia da Informação de propriedade ENERGISA
A ENERGISA vem investindo nos seus sistemas internos próprios nos últimos 35 anos por
considerá-los ativos estratégicos que geram uma vantagem competitiva sustentável. Talvez
seja uma das poucas empresas do setor elétrico brasileiro que invista na capacidade própria de
desenvolvimento de soluções de sistemas como forma de promover a inovação e
competitividade do Grupo. O histórico do Grupo nesta área é bastante rico e que merece
alguns destaques:
1) Desenvolvimento de Remota para Automação de Subestações e de um Oscilopertubografo entre 1980 e 1986;
2) Uso de coletor para leitura em 1992;
3) Automatização da ordem de serviço de 1995;
4) Integração do ERP ENERGISA em 1998;
5) Uma das primeiras empresas do Brasil na implantação do Sistema Georeferenciado
da Distribuição em 1999;
6) Implantação do sistema próprio de controle de indicadores e desempenho em
2003;
7) Implantação do sistema próprio de despacho por celular através da tecnologia
WAP em 2005;
8) Implantação do sistema próprio de controle de inspeção de fraude e regularização
em 2007;
9) Implantação do sistema próprio de apoio à decisão para perdas não técnicas em
2008;
10) Implantação do sistema próprio de despacho com GPS e uso de mapas em 2009;
11) Implantação do sistema de leitura remota dos clientes do Grupo A em 2009;
12) Implantação do sistema de avaliação de desempenho em 2010;
13) Implantação do sistema próprio de medição de produtividade das equipes de
campo em 2010;
14) Implantação do sistema próprio de retorno de chamadas telefônicas – Ligo Já em
2011;
15) Implantação de sistema próprio para a Leitura e impressão simultânea usando
smartphone e impressora acoplada em 2011; e
228
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
16) Implantação do sistema próprio de apoio à decisão para qualidade de serviços em
2012.
Esses sistemas propiciaram melhorias nos processos ao longo dos últimos anos, moldando-se
às necessidades de negócio e à agilidade requerida devido as frequentes mudanças impostas
pelo ambiente de negócios do setor elétrico. Além dos custos competitivos, o de
desenvolvimento interno se justifica plenamente frente a algumas soluções de mercado e
assegura que o conhecimento fique internalizado no Grupo.
Atualmente, dada à governança estabelecida, as empresas do Grupo ENERGISA utilizam
sistemas internos padronizados em todas as suas empresas e todos os processos são
suportados por sistemas corporativos que operam como solução completa para a gestão das
atividades de distribuição de energia, o que traz as seguintes vantagens:

Maior integridade e confiabilidade nas fontes das informações;

Uniformi ação 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:
229
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Sistema
Propriedade
Descrição Sistema
Funcionalidades
Sistemas Transacionais
Atendimento de campo – Operação
SIGOT
SIOPE
Próprio
Próprio
Gerenciamento
da Controle e gerenciamento dos serviços da operação da
Operação Transmissão
transmissão
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 Este sistema registra os assuntos de reclamações dos
Acompanhamento
de clientes junto a ANEEL
230
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Sistema
Propriedade
Descrição Sistema
Processos de Ouvidoria
Funcionalidades
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 Gerenciamento das ordens de serviço solicitadas pelos
agencia
clientes;
Acompanhamento dos tempo de atendimentos dos
serviços
SIATT
Próprio
Sistema de Atendimento Controle de atendimento a clientes através do Call Center
call center
e agências
Registra reclamações e solicitações de serviços
SICCO
Próprio
Sistema
de
Consultas Sistema de consultas comerciais
Comerciais
Consultas dados legais para atendimento à ANEEL
Consulta dados comerciais históricos
SICMA
Próprio
Controle de Material de Cadastramento e gerenciamento do material das agências
Agência
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 Sistema utilizado para avaliação de desempenho do
de funcionários
funcionário.
Compras, Estoque
SICEC
Próprio
Controle
do
(Central)
Estoque 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 Este sistema provê o controle para gestão dos prestadores
de Fornecedores
de serviços (contratos, homologações técnicas, certidões,
etc.)
Homologação de Fornecedores de Serviços e Materiais
através de validação de Documentos fornecidos, Ensaio de
231
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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
Documentos
de Este sistema provê o workflow de aprovações de
e pagamento
Pagamentos
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
232
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Sistema
Propriedade
Descrição Sistema
Funcionalidades
- Registra obrigações (documentos a pagar). Possui
integração com vários sistemas, sendo os documento a
pagar originados do SIADP, SIFOL, SIAGO, etc., realiza
apurações de impostos conforme a características das
notas e possui controles para apuração do beneficio REIDI
Contabilização das notas fiscais
Geração de borderôs e cheques de pagamento
Contas a Receber
SINED
Próprio
Negociação de Dívidas
Negociação das faturas de energia pendentes;
Gerenciamento dos contratos negociados;
Integração com órgão de proteção para recebimento da
dívida
Controle de Veículos
SICVE
Próprio
Controle de Veículos
Este sistema prover o controle para a gestão da frota de
veículos.
Cadastro de veículos
Controle de KM rodado
Controle de Ociosidade
Ensino a Distância
EAD
Terceiros
Ensino à distância
Este sistema hospeda a plataforma de EAD. Cursos
disponibilizados em todas as áreas (técnica, gestão,
informática e etc.)
Portal Líder - Terceiros
Web aula
Este
MindQuest
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 Medição remota dos clientes de alta tensão; Registro dos
Grupo A
alarmes ocorridos nas remotas para avaliação do COM;
integrado com o sistema de Faturamento e com o sistema
de suporte a decisão de Perdas
SICAA
Próprio
Controle
Arrecadador
de
Agente Acompanhamento dos agentes arrecadadores
Controle de depósitos e gerencia a arrecadação das faturas
233
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Sistema
Propriedade
Descrição Sistema
SICCI
Próprio
Controle de Cálculo de Cálculo das indenizações por violação dos indicadores DIC,
Indenizações
Funcionalidades
FIC e DMIC
Simulação dos valores a serem pagos aos clientes em
função da interrupção de energia
Integração
com
o
sistema
de
faturamento
para
lançamento na fatura dos valores a serem pagos aos
clientes
SICNT
Próprio
Sistema de Controle de Cálculo das indenizações por violação dos indicadores de
Níveis de Tensão
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
Arrecadação
e Cálculo e emissão das fatura de energia dos grupos B, R, I,
AeH
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
234
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Sistema
Propriedade
Descrição Sistema
Funcionalidades
SIPES
Próprio
Cadastro de Pessoal
Este sistema realiza a manutenção dos dados funcionais e
pessoais do empregado
Cadastro e Manutenção de informações de Empregados e
seus Dependentes. Sistema que mantém informações
básicas para dar suporte aos sistemas de RH, Folha e
Frequência.
Gestão Contábil
SICAI
Próprio
Controle
do
Imobilizado
Ativo 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 Este sistema prover os controles para a gestão contábil das
Curso
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 Controle dos produtos danificados em função da
Danos Elétricos
interrupção de energia
235
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Sistema
Propriedade
Descrição Sistema
Funcionalidades
Gerenciamento do processo de ressarcimento ao cliente
Integração com o sistema de faturamento para quitação
de débitos do cliente usando o valor a ser indenizado
SICDN
Próprio
Sistema
de
Canal
Denúncias
de Este sistema é utilizado para registro de denuncias
internas, preservando a identificação do denunciante
Gestão de contratos
SIGVC
Próprio
Sistema de Gestão de O Objetivo é automatizar as funcionalidades do ciclo de
Vida de Contratos
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 Este sistema prover a gestão de obras de transmissão e
Transmissão
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 Este
Obras
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
236
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Sistema
Propriedade
Descrição Sistema
Funcionalidades
Próprio
Sistema de Gestão de Este sistema é ferramenta utilizada para a gestão dos
Gestão de Viagens
SIGVI
Viagens
gastos de viagem
Gestão Fiscal
MASTERSAF DW Terceiros
Apuração
de
Tributos Sistema terceiro responsável por:
Diretos e Indiretos
Apuração dos impostos nos níveis estadual e federal.
(ICMS, PIS, COFINS e etc.)
Geração dos arquivos para entrega ao Fisco das obrigações
fiscais nos níveis estadual e federal.(Sped Fiscal, Sped
Pis/Cofins, Convênio ICMS 115 e etc.)
MASTERSAF DFe Terceiros
Sistema mensageiro para Sistema terceiro responsável por fazer a integração dos
emissão de NFe
Sistemas ENERGISA com as SEFAZ dos estados no processo
de emissão de Notas Fiscais Eletrônicas de Materiais.
SIENF
Próprio
Sistema de Emissão de NF Emite notas fiscais em geral, com exceção das faturas de
energia elétrica que de responsabilidade do SIFAR
Este sistema realiza a geração de notas fiscais eletrônicas
de serviços (integrado com o SICPV). (integrado com o
GINFES)
Emissor de notas fiscais eletrônicas de envio de
mercadorias entre os depósitos da empresa (estoque –
almoxarifado). Função integrada com o SICEC (controle de
estoque)
Gestão Metas, BSC
SIACO
Próprio
Consultas Orçamentárias
Este sistema contém consultas para acompanhamento do
orçamento
Acompanhamento Orçamentário, através de consultas
comparativas entre o Realizado e Orçado.
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.
237
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Sistema
Propriedade
Descrição Sistema
SIAGE/VERO
Próprio
Sistema
de
Apoio
Gestão Estratégica
Funcionalidades
a Este sistema é a ferramenta para gestão do plano
estratégico do grupo (acompanhamento de indicadores de
BSC e etc.)
Registro, Apuração e Acompanhamento de Indicadores na
Estrutura de Unidades Gerenciais
Execução do Ciclo PDCA
Desdobramento de Metas
Visualização de Apurações de Indicadores através de
Relatórios Mensais de Acompanhamento, Planos de
Medida e Gráficos
Parametrização, Cálculo e Visualização de Performance por
Resultados (PRR)
Relatórios de Reflexão
Inspeção, Regularização, Perdas
PERTEC
Terceiros
Cálculo Perdas Técnicas Sistema para cálculo de perdas técnicas da distribuição
da Distribuição
SIAIF
Próprio
Inspeções e Apuração de Apura e gerencia inspeção/fraudes de energia;
Fraudes
Calculo do consumo agregado e recuperado;
Negociação em campo das recuperações pendentes
através de mobilidade;
SIPCP
Próprio
Planejamento e controle Gerenciamento dos projetos de inspeção
de projetos
Jurídico
SIJUR
Próprio
Controle dos Processos Este sistema prover o controle para gestão dos processos
Jurídicos
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
238
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Sistema
Propriedade
Descrição Sistema
Funcionalidades
SIMEC
Próprio
Controle de Medidores Cadastramento dos medidores de consumo
de Consumo
Gerenciamento da localização dos medidores de consumo
através de integração com o sistema de atendimento
WITS
Terceiros
Sistema
móvel
para Solução móvel para gestão dos almoxarifados com
almoxarifado
funcionalidades como: Recebimento de mercadorias;
Separação de mercadorias; Inventário;
Medicina e Segurança do trabalho, Gestão de Benefícios.
SIGRH
Próprio
Gerenciamento
de Este sistema registra os dados referentes os benefícios do
Recursos Humanos
funcionário (plano de saúde, empréstimos e etc.)
Controle de processos envolvendo Plano de Saúde
Controle de processos envolvendo Medicina do Trabalho
Controle de processos envolvendo Bolsa de Estudos
Controle de processos envolvendo Plano de Saúde
Controle de processos envolvendo Treinamento de
Empregados
Controle de processos envolvendo Creche / Empréstimos
SISMS
Próprio
Saúde ocupacional, Meio Este sistema realiza o checklist de saúde, meio ambiente e
ambiente e Seguros
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 Este sistema é a ferramenta utilizada para registro e
Capital Ótimo
calculo dos projetos de orçamento (viabilidade financeira,
239
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Sistema
Propriedade
Descrição Sistema
Funcionalidades
gap analysis, relação paramétrica, etc.)
Sistemas Técnicos
NIX
Terceiros
Proteção para o Sistema Sistema de proteção
de Distribuição
GIS - EO
Terceiros
Electric Office - General Gestão do cadastro de ativos da rede;
Eletricis
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 Cadastro de transformadores
Desempenho de Trafos
Registra as ocorrências de cada etapa que o transformador
passou
Interplan
Terceiros
Planejamento e cálculo Sistema utilizado para realização de cálculos elétricos e
elétrico
planejamento do sistema elétrico
ITC
Sistema terceiro responsável por:
Tesouraria
ITC
Terceiros
Realizar a conciliação das movimentações financeiras (De Para) entre os diversos pontos de recebimento (bancos,
lotéricas e etc..) e os sistemas ENERGISA.
Controle dos contratos de empréstimo
Controle das aplicações financeiras
Outros Sistemas
EPM
Terceiros
Enterprise
Project Plataforma corporativa para gerenciamento de projetos
Management
INTRANET
Próprio
Intranet da ENERGISA
Cadastro
e
visualização
de
notícias
regionais
e
corporativas; Compartilhamento de documentos como
normais, instruções, resultados e outros; Acesso aos
principais sistemas Web corporativos e acesso ao EPM;
SATI
Terceiros
Apuração
de
Tributos Sistema terceiro substituído pelo MasterSaf. Atualmente
Diretos e Indiretos
SIACR
Próprio
Sistema
utilizado como fonte de dados históricos.
de Sistema de Acompanhamento Regulatório
Acompanhamento
Regulatório
240
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Sistema
Propriedade
Descrição Sistema
Funcionalidades
Sistemas de apoio a equipes de campo
Atendimento de campo – Manutenção
SGM
Terceiros
Sistema de gestão da Sistema de manutenção e serviços
manutenção
Gerenciamento das manutenções de usinas e subestações
Atendimento de campo – Operação
SIGOD
Próprio
Sistema de Gestão da Automação da força de campo
Operação da Distribuição
Controle da escala de trabalho
Gerenciamento da medição individual de performance da
força de campo - MIP
SIGODPDA
Próprio
Aplicação Embarcada do Solução móvel para automatizar os seguintes processos de
SIGOD
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 Sistema de Business Intelligence corporativo que suporta
ENERGISA
decisões
sobre
campanhas
de
perdas
(inspeções,
regularizações, energia agregada e energia recuperada) e
suporta decisões da pós-operação da qualidade do serviço
(analise de penalidades e compensações, ações para evitar
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.
241
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Tal evolução só foi possível através do uso dos sistemas transacionais que fornecem as
informações, confiáveis e dentro do tempo esperado, integrados a estas soluções inovadoras
no mercado.
Podemos citar alguns exemplos, a saber:
A) Sistema de Suporte a Decisão - Gestão de Perdas Não Técnicas
Objetivo: Solução de Business Intelligence, construída sob a tecnologia de Data Warehouse,
para apoiar o processo decisório na Gestão de Combate às Perdas Não Técnicas, e instalado no
Centro de Inteligência para o Combate a Perdas (CICOP).
Benefícios:

Contribuição na redução das Perdas Não Técnicas do grupo, quatro anos após a
implantação da solução, período 2008-2012, de 3,2%. Esta redução representa
aproximadamente 365 GWh, montante suficiente para atender 2,4 milhões de
consumidores residenciais durante um mês;

Aumento da Energia Recuperada Faturada, proveniente das ações de combate às
Perdas Não Técnicas, quatro anos após a implantação da solução, de 370% em relação
ao ano anterior à implantação da solução. Este resultado foi influenciado pelo
direcionamento mais assertivo das ações de inspeção e regularização de unidades
consumidoras e pelo acompanhamento mais preciso e rápido dos resultados,
auxiliando os gestores na tomada de decisão no nível tático de combate a perdas;

Apoio ao Planejamento Anual e Orçamento das atividades de combate a Perdas

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..;
242
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

Painel de Controle do desempenho das atividades de fiscalização e regularização
243
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

Benchmarking entre as Distribuidoras para aferição de desempenho das ações de combate a perdas e
troca de melhores práticas
B) Sistema de Gestão de Equipe de Campo: SIAFI - Despacho e Medição produtividade
das equipes de perdas
Objetivo: automatizar o atendimento de ordens de serviço de combate às perdas oriundas do
CICOP, agregando medição de produtividade das equipes de campo, monitoramento de
veículos com controle de velocidade e a localização das equipes de perdas em tempo real. O
sistema está preparado para serviços como: pré-inspeção de unidade consumidora (visa
identificar potenciais fraudes sem abordar o cliente), inspeção de unidade consumidora e
regularização.
244
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

Sistema de gestão do processo de combate às perdas – Simulação do consumo a recuperar

Sistema Embarcado – Abertura de OS de inspeção e registro de termo de ocorrência de inspeção
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).
245
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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;
246
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Exemplo de apuração diária de DEC e FEC
247
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

Exemplo de Acompanhamento do TMA por Hierarquia de Localização
248
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

Análise de Causalidade das Compensações (R$)
D) Sistema de Gestão de equipes: SIGOD – Despacho e Medição de produtividade de
eletricistas
Objetivo: automatizar a emissão e o acompanhamento do atendimento de ordens de serviço
comerciais e técnicas apurando automaticamente a medição de desempenho da produtividade
das equipes de campo, monitoramento de veículos com controle de velocidade e localização
das equipes em tempo real. O Sistema Realizar é utilizado para diversos tipos de serviços tais
como: corte, religação, vistoria de padrão, ligação nova, falta de energia, defeitos na
iluminação pública, dentre vários outros, além de contar com ferramentas de gerenciamento
de escala e relatórios de medição de produtividade individual do eletricista. O sistema
embarcado utiliza smartphones com GPS (Windows e Android) com mapas integrados ao
sistema elétrico das concessionárias do Grupo. O console dos despachantes do COD inclui um
mapa com a localização de cada equipe e está integrado ao sistema de despacho de serviços
comerciais e técnicos.
249
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

Exemplo de Interface de despacho através do mapa no Centro de Operação da Distribuição


Medição de produtividade das equipes – Relatório gerencial de desvios
E) Sistema de Avaliação de Desempenho – VERO/SIAGE : Gestão de Metas e
Indicadores da Gestão Estratégica
250
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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.

Exemplo de comparação de cenários de investimentos
251
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

Exemplo de Geração de Cenários com seus indicadores e pesos
252
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
G) Sistema de Gestão do Atendimento Comercial - SIATT
Objetivo: Além de garantir a visão única do atendimento do cliente, gerencia todo o fluxo
das ordens de serviço, desde a sua abertura até o seu encerramento. Com esta visão fim a
fim do processo, a solução traz uma série de vantagens:

Gerencia todo o Workflow para encaminhamento e gestão da execução dos
serviços pelas áreas internas da Distribuidora, controlando os tempos de execução
de cada parte da atividade;

Possibilita a gestão da base de Conhecimento que suportará dúvidas de novos
atendentes, garantindo a produtividade em função da rotatividade; e

Gerência do Histórico de Atendimento e Relacionamento dos clientes, incluindo as
interações nos canais das mídias sociais;
Como última ino ação agregada a esta solução, 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
253
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Tela com os registros das interações dos clientes
H) Aplicativo móvel para smartphone dos consumidores - ENERGISA On
Objetivo: Prover comodidade aos clientes nas suas interações com a Distribuidora. Aplicativo
móvel construído sobre um framework voltado para as principais plataformas de mobilidade
do mercado (Android e iOS). O aplicativo oferece aos consumidores da ENERGISA os principais
serviços que podem ser disponibilizados através de autoatendimento.
A solução tem diversos ganhos intangíveis, como aumento da proximidade com o cliente,
otimização do tempo do mesmo oferecendo serviços ágeis e acessíveis de qualquer lugar e a
qualquer momento e em consequência disso o aumento da satisfação.
A versão atual oferece os seguintes serviços:

Comunicar falta de energia;

Consultar falta de energia;

Comunicar defeito na iluminação pública;

Acompanhar solicitações;

Consultar contas pendentes;

Consultar histórico de consumo;

Solicitar religação normal;

Cadastrar no débito automático;

Consulta pontos de atendimento e pagamento;
254
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

Visualizar notícias da ENERGISA;

Receber notificações da ENERGISA;

Solicitar contato através do Ligo Já;

Solicitar recebimento de fatura por e-mail;

Solicitar recebimento de aviso de desligamento programado.
Exemplos de telas do ENERGISA On
Administração do ambiente operacional do site central de TI
Através de prestação de serviços as empresas do Grupo, são realizados uma série de serviços
inerentes à administração da infraestrutura, suporte dos softwares próprios e de terceiros
assim relacionados: i) dos servidores de aplicações, ii) dos sistemas operacionais, iii) dos
equipamentos de armazenamento (storage); iv) dos equipamentos de conectividade do site
central (roteadores e switches “core”); ) do ambiente de maquinas irtuais; i) do ambiente
de testes e homologação das aplicações da ENERGISA; vii) da rede que interliga os
equipamentos do site central e da infraestrutura operacional ( gerador, ar condicionado, 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.
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.
255
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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 ação do ambiente de máquinas
irtuais de
contingência com o site principal; da aplicação dos testes anuais do uso do ambiente de
contingência; da replicação do ambiente do site principal com o site de contingência; da rede
que interliga os equipamentos do site de contingência; da infraestrutura operacional (gerador,
ar condicionado, no-breaks) e da infraestrutura e gerencia das rotinas de backup e restore. A
ENERGISA já presta este tipo de serviço para as suas Distribuidoras. A proposta da prestação
de serviços para novas distribuidoras será uma extensão do serviço atual, a preços
competitivos, e aproveitando-se a sinergia proveniente das economias de escopo e escala.
Comissionamento dos sistemas inerentes à automação do sistema elétrico
Serviços inerentes: i) aos ensaios e testes funcionais dos equipamentos telecomandados; ii)
ensaios de comunicação entre os equipamentos em campo e o Centro de Operação; iii) os
ensaios de proteção; iv) ensaios de integração com o sistema supervisório (SCADA – nível III);
v) Confecção dos relatórios e evidências dos ensaios com a anuência do Centro de Operação. A
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.
256
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
A ENERGISA já presta este tipo de serviço para as suas Distribuidoras. A proposta da prestação
de serviços para novas distribuidoras será uma extensão do serviço atual, a preços
competitivos, e aproveitando-se a sinergia proveniente das economias de escopo e escala.
Atividades de CALL CENTER
Nas estruturas organizacionais das distribuidoras, normalmente as áreas de atendimento ficam
subordinadas às gerências operacionais da distribuição que, por sua vez, respondem por
outras áreas sem um foco específico e especializado no tema atendimento ao cliente.
No Grupo Rede não foi diferente do restante do setor, porém a ENERGISA, acredita que esse é
modelo de gestão de relacionamento pode ser aperfeiçoado. A ENERGISA entende que a
melhor maneira de atender o consumidor e a um custo adequado é ter uma empresa própria
para prestar este serviço para as suas distribuidoras.
Nesse contexto, a proposta da ENERGISA é utilizar a empresa já existente do Grupo Rede, a
Rede Serviços, para ser a responsável pelo call center das 8 concessionárias em processo de
aquisição. Conforme verificado nas diligências feitas pela ENERGISA, a Rede Serviços tem totais
condições para prestar o serviço com preços adequados e com a qualidade necessária.
O Rede Serviços é uma empresa voltada para o negócio call center com instalações adequadas
à prestação do serviço de atendimento telefônico. A Rede Serviços possui estrutura composta
por 210 PAs, com excelentes instalações de apoio (sala de descompressão, vestiários com
armários individualizados, ampla sala de lanches), alinhado com o que se observa nas
empresas de referência e com a regulamentação relativa à infraestrutura desse tipo de
negócio.
A estrutura conta ainda com Data Center e Grupo Gerador dedicado às instalações do site do
call center e o cumprimento na íntegra da Norma Regulamentadora para Teleatendimento 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.
257
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Fotos da infraestrutura disponível na Rede Serviços
Em maio/2013, a ENERSUL, distribuidora integrante do Grupo Rede, realizou uma tomada de
preço ao mercado, relativo à prestação de serviço de teleatendimento. A modalidade
escolhida foi através de postos de atendimento (PA). O escopo solicitado foi um nível de
serviço 91%, ou seja, 91% das chamadas atendidas em até 30 segundos, considerando uma
volumetria média de 8.000 chamadas dia e um mínimo de 93 postos de atendimento (PA).
Um ponto importante nesta tomada de preço é o cumprimento do Termo de Ajuste de
Conduta (TAC) que a Distribuidora assinou que prevê a manutenção do Call Center dentro do
Estado de Mato Grosso do Sul, conforme mostrado a seguir:
258
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Três empresas apresentaram suas propostas, inclusive a Rede Serviços. Seguem abaixo, os
valores mensais equalizados:
PA - INS 91
Custo Total
Rede Serviços
Provider
CPFL - Atende
Custo da PA Quant. de PA Custo da PA Quant. de PA Custo da PA Quant. de PA
R$ 7.526,67
93
R$ 9.221,68
93
R$ 7.730,42
93
R$ 699.980,31
R$ 857.616,24
R$ 718.929,06
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.
259
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Atividades de Crítica de Faturamento e Emissão de Faturas
Em que pese às áreas de faturamento e arrecadação das distribuidoras normalmente
apresentarem resultados satisfatórios do ponto de vista de desempenho operacional, a
ENERGISA encontra-se atualmente em posição de destaque no quesito de qualidade do
faturamento e isso foi alcançado a partir do momento da centralização das áreas de
faturamento e arrecadação. O gráfico a seguir que demonstra o nível de refaturamento das
distribuidoras da ENERGISA perante as demais distribuidoras do setor elétrico (fonte
ABRADEE). Além do ganho em escala, a centralização propicia:

Agilidade na tomada de decisão;

Padronização de procedimentos;

Unificação da visão do processo de faturamento fim a fim; e

Aumento na qualidade.
Serviço de Inspeção termográfica Aérea
A ENERGISA Serviços Aéreos de Aeroinspeção S/A é uma empresa do Grupo ENERGISA que
realiza inspeções termográficas aéreas em linhas de distribuição e transmissão de qualquer
classe de tensão, para empresas do Grupo ENERGISA, bem como distribuidoras e
transmissoras de energia do mercado. A inspeção termográfica contribui para uma vistoria
mais precisa das linhas que compõem as redes, a partir de uma ação preventiva para
identificação de pontos de calor, indicando as que precisam ser reparadas ou até mesmo
substituídas, evitando maiores problemas e prejuízos.
260
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
A ENERGISA Serviços Aéreos possui um helicóptero Bell 407 GX, com moderno sistema de
navegação, além de equipamento de inspeção visual e térmica FLIR Kelvin 350 II, um dos mais
avançados disponíveis no mercado. Possui ainda equipe qualificada e atualizada, piloto
experiente, com mais de 3.000 horas de vôo no modelo e grande experiência em inspeção de
linhas. Esse conjunto garante inspeções com resultados muito precisos.
As principais vantagens na realização dos serviços de inspeção da ENERGISA Serviços Aéreos
são:

Otimização do tempo, principalmente para linhas de grande extensão;

Eficiência e produtividade do equipamento FLIR na inspeção dessas linhas;

Alcance de pontos de difícil acesso;

Qualidade e confiabilidade da realização e dos resultados da inspeção, devido à alta
tecnologia do equipamento;

Maior proximidade da linha, garantindo um aproveitamento de 100% da linha a ser
inspecionada e a realização do serviço no menor tempo possível;

Rapidez e a qualidade na emissão dos relatórios de inspeção pelo FLIR; e

Relação custo-benefício favorável, se comparada a inspeção terrestre, uma vez que o
tempo necessário para a inspeção aérea é muito menor do que na inspeção terrestre,
sobretudo em regiões montanhosas, de difícil acesso por terra.

A proposta da prestação de serviços para distribuidoras adquiridas será realizar
também a inspeção termográfica de suas linhas, a preços competitivos, e
aproveitando-se a sinergia proveniente das economias de escopo e escala.
Serviços de Construção e Manutenção em Linha Viva de Subestações e Linhas de Distribuição
em 34,5KV/138KV
Serviços inerentes à: i) gestão e execução dos projetos de construção de Subestações, ii)
gestão e execução de projetos de construção de linhas de transmissão em 34,5 KV a 138 KV,
iii) gestão e execução de Manutenções em Subestações, iv) gestão e execução de
Manutenções em Linha Viva em 34,5 KV a 138 KV e v) mobilização de equipes especializadas
de linha viva para apoiar no esforço de construção e expansão previsto neste Plano que
esbarra em dificuldades na contratação de equipes localmente.
A ENERGISA já presta este tipo de serviço para as suas distribuidoras por meio de uma
empresa própria. A proposta da prestação de serviços para novas distribuidoras será uma
extensão do serviço atual, a preços competitivos, e aproveitando-se a sinergia proveniente das
economias de escopo e escala.
261
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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.
Seção 10.02 Plano de Integração
O Grupo ENERGISA
Parte essencial da história do setor elétrico brasileiro, o Grupo ENERGISA tem na distribuição
de energia elétrica a principal base de seu negócio. Com cinco distribuidoras no Brasil, das
quais três na região Nordeste (ENERGISA Sergipe - Distribuidora de Energia S/A, nova
262
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
denominação de Energipe, no Estado de Sergipe; ENERGISA Paraíba - Distribuidora de Energia
S/A, nova denominação de Saelpa; e ENERGISA Borborema - Distribuidora de Energia S/A, nova
denominação de CELB na Paraíba), uma na Zona da Mata de Minas Gerais (ENERGISA Minas
Gerais - Distribuidora de Energia S/A, nova denominação de CFLCL) e uma em Nova Friburgo,
no Estado do Rio de Janeiro (ENERGISA Nova Friburgo - Distribuidora de Energia S/A, nova
denominação de CENF), abrange 91.180 Km² de área de concessão.
Ao todo, são aproximadamente 2,55 milhões de consumidores e uma população atendida de
6,5 milhões de habitantes em 352 municípios. Atualmente, mais de 5 mil colaboradores diretos
e indiretos fazem parte das suas empresas, trabalhando para levar energia elétrica a todos
esses consumidores, com o objetivo de proporcionar melhor qualidade de vida à população
brasileira.
Fundada em 26 de fevereiro de 1905, a Companhia Força e Luz Cataguazes-Leopoldina, hoje
denominada ENERGISA Minas Gerais - Distribuidora de Energia S/A é a empresa que originou o
Grupo ENERGISA e que, até fevereiro de 2007, era também uma holding operacional. Com a
conclusão do processo de desverticalização, a ENERGISA S.A. passou a ser a nova controladora
de todas as empresas do Grupo.
Outro fato marcante na história do Grupo é que ela é a terceira companhia listada na Bolsa de
Valores do Rio de Janeiro, em 1907, atualmente, as ações do grupo são negociadas na Bolsa de
Valores, Mercadorias e Futuro de São Paulo (BM&F Bovespa) sob os códigos ENGI3, ENGI4 e
ENGI11 (Units). Poucas são as empresas brasileiras que têm este histórico e tradição no
mercado de capitais, que é medido em transparência nas demonstrações financeiras e
governança corporativa por mais de um século.
Estrutura Organizacional
HOLDING
ENERGISA S.A.: fundada em 1998, é uma sociedade anônima de capital aberto, que tem como
principal objetivo a participação no capital de outras empresas. Originalmente Cia Força e Luz
Cataguazes-Leopoldina, fundada em 26 de fevereiro de 1905, constitui-se empresa de capital
aberto desde 1907, cotada na BOVESPA (ENG11, ENG 13 e ENG 14).
DISTRIBUIÇÃO
ENERGISA Minas Gerais (EMG): ENERGISA Minas Gerais - Distribuidora de Energia S/A,
fundada em 1905. Atua na geração e distribuição de energia, atendendo a 66 municípios dos
263
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
estados de Minas Gerais e Rio de Janeiro. Fornece energia para uma população de 1 milhão de
pessoas, tendo 359 mil consumidores, em uma área total de 16.331 Km².
ENERGISA Nova Friburgo (ENF): ENERGISA Nova Friburgo - Distribuidora de Energia S/A,
fundada em 1924. A ENERGISA Nova Friburgo atua na geração, transmissão e distribuição de
energia elétrica. Fornece energia para o município de Nova Friburgo (RJ), importante pólo
industrial e de serviços localizado na região serrana do Rio de Janeiro. Atende a 89 mil
consumidores, cobrindo uma população de 300 mil pessoas.
ENERGISA Sergipe (ESE): ENERGISA Sergipe - Distribuidora de Energia S/A, fundada em 1959 e
adquirida em leilão de privatização em dezembro de 1997. Atende a 517 mil consumidores,
espalhados por 63 municípios, que representa 96% do território do Estado de Sergipe, e cobre
uma população de 1,84 milhões de pessoas.
ENERGISA Borborema (EBO): ENERGISA Borborema - Distribuidora de Energia S/A, fundada
em 1966 e adquirida em leilão de privatização em dezembro de 1999. Atende a 152 mil
consumidores, concentrados principalmente no município de Campina Grande (PB), cobrindo
uma população de 464 mil pessoas.
ENERGISA Paraíba (EPB): ENERGISA Paraíba - Distribuidora de Energia S/A, fundada em 1964 e
adquirida em leilão de privatização em dezembro de 2000. Atende a 977 mil consumidores,
espalhados por 216 municípios, concentrados em uma das áreas de maior crescimento.
SERVIÇOS
ENERGISA Soluções: ENERGISA Soluções S/A, nova denominação de Cat-Leo Construções,
Indústria e Serviços de Energia S.A., fundada em 2004, atua na operação e manutenção de
usinas hidrelétricas para terceiros, construção e repotenciação de unidades geradoras,
gerenciamento de obras, montagem e fornecimento de equipamentos eletromecânicos e
hidromecânicos, obras civis e serviços de engenharia.
ENERGISA Serviços Aéreos: ENERGISA Serviços Aéreos de Prospecção S/A, nova denominação
de Cataguazes Serviços Aéreos de Prospecção S/A, fundada em 2000. Atua no mercado de
serviços de inspeção termográfica aérea e içamento de cargas
ENERGISA Comercializadora: ENERGISA Comercializadora de Energia Ltda., nova denominação
de Cat-Leo Comercializadora de Energia Ltda., fundada em outubro de 2005, atua na área de
comercialização de energia elétrica e na produção de serviços e consultorias em temas ligados
a essa atividade.
264
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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 10.833 GWh, aumento de
8,8% ante 2011. As vendas no mercado próprio totalizaram 7.677 GWh, representando 4,8%
de incremento em relação ao ano anterior. O consumo foi impulsionado pelas classes
comercial e residencial que, juntas, representam 57,2% da energia total consumida pelos
consumidores cativos das distribuidoras do Grupo ENERGISA. Essas classes apresentaram
crescimentos no consumo de 5,3% e 7,1%, respectivamente. Embora com participação relativa
menor no mercado de energia, a classe rural também se destacou, com aumento de 17,5%.
A ENERGISA encerrou o exercício de 2012 com 2.549 mil unidades consumidoras cativas,
quantidade 3,9% superior à registrada em 2011.
Os principais ativos inerentes à distribuição de energia elétrica são representados atualmente
por 144 subestações de distribuição, com capacidade total de 2.830 MVA; 4.337 quilômetros
de linhas de transmissão; 132.062 quilômetros de redes urbanas e linhas rurais; e 150.982
transformadores instalados nas suas redes de distribuição, com capacidade de 3.141 MVA.
A energia associada aos consumidores livres (origem das receitas de disponibilização do
sistema de transmissão e distribuição), basicamente industriais, apresentou expressivo
265
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
aumento, atingindo 1.549 GWh, com avanço de 12,3% no ano. Juntos, os mercados cativo e
livre tiveram crescimento de 6,0% em 2012, com consumo de 9.226 GWh.
No mercado livre, a contribuição das vendas de energia oriundas das atividades de
comercialização da ENERGISA Comercializadora e das vendas relacionadas aos diversos
projetos de geração da Companhia expandiram 37,9% em 2012, para 1.054 GWh.
O desempenho financeiro da Companhia também teve evolução significativa no exercício de
2012, com receita operacional bruta total de R$ 4.136,9 milhões, um incremento de 16,6% em
relação ao ano anterior. A geração de caixa (EBITDA ajustado) também merece destaque,
tendo alcançado R$ 683,5 milhões, crescimento de 15,7% em comparação a 2011.
Adicionalmente, foi registrada evolução de 37,2% no lucro líquido, representado por R$ 291,1
milhões em 2012. Tais elevações se devem principalmente à expansão da energia total
distribuída, ao controle dos custos gerenciáveis, bem como à expansão das atividades de
comercialização de energia elétrica.
266
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Modelo de Gestão do Grupo ENERGISA
O Modelo de Gestão do Grupo ENERGISA tem como base o monitoramento constante de
indicadores econômicos, financeiros e operacionais, em todos os níveis da Organização. A
aplicação desse modelo de gestão vem permitindo à Companhia obter significativa evolução
em sua excelência operacional, assim como, em seu desempenho financeiro.
Os resultados expressivos e consistentes, ano após ano, fundamentam-se em uma gestão
extremamente eficaz e assertiva, sendo expressa em vantagens competitivas relevantes:
Base de Consumidores Diversificada. As concessões de distribuição das distribuidoras do
Grupo ENERGISA espalham-se pelo Estado de Sergipe, Paraíba, Minas Gerais e Rio de Janeiro.
A administração da ENERGISA acredita que essa variada base de consumidores minimiza sua
exposição a riscos econômicos e políticos no Brasil.
Em 2012, a ENERGISA gerou 47% da sua receita bruta consolidada no Estado da Paraíba
(ENERGISA Paraíba e ENERGISA Borborema), 25% no Estado de Sergipe (ENERGISA Sergipe),
15% no Estado de Minas Gerais (ENERGISA Minas Gerais), 4% no Estado do Rio de Janeiro
(ENERGISA Nova Friburgo). Adicionalmente, a base de consumidores não é dependente de
nenhum grupo ou segmento específico da economia brasileira. Em 2012, 45% da receita bruta
consolidada da ENERGISA foi gerada pela distribuição de energia elétrica a consumidores
267
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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
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
268
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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.
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
269
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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.
270
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Os resultados obtidos são comparados com as metas estabelecidas e, caso necessário,
propostas de ações preventivas e corretivas ou de ampliação das ações são apresentadas e
discutidas mensalmente nas reuniões de acompanhamento da gestão que ocorrem em todos
níveis gerenciais.
Entre as principais áreas envolvidas por tais processos e que já geraram excelentes resultados,
destacam-se:
271
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Recuperação de receitas (redução de perdas elétricas, redução das contas a receber e índices
de inadimplência);

Melhoria do giro dos estoques de materiais para investimento e reposição;

Redução do ciclo de faturamento;

Melhoria da qualidade do fornecimento de energia

Ampliação da satisfação do consumidor (com base nas pesquisas ANEEL e ABRADEE)

Redução de custos operacionais controláveis; e

Melhoria das condições de segurança do trabalho.
Excelência na Operação e Transformação de Empresas
A consistência da aplicabilidade do modelo de gestão da ENERGISA também verifica-se pela
sua forte capacidade de expansão da operação e de transformação de empresas adquiridas em
casos de sucesso.
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.
272
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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
"Relatório Anual Online". Em 2012, mais de 80 companhias da America Latina se inscreveram
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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.
274
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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$ 1.713
milhões, dos quais R$ 670 milhões foram investidos no último ano (2012). Em 2013, serão
investidos R$ 635 milhões em diversas iniciativas, com o objetivo de otimização de resultados,
alavancagem da produtividade e fortalecimento da sustentabilidade.
Em 2012, houve a intensificação de investimentos na geração de energia renovável,
principalmente eólica e biomassa: investimento de R$ 560 milhões em cinco parques eólicos,
localizados no Rio Grande do Norte, que foram considerados aptos a gerar em setembro de
2013. A Companhia também concluiu a aquisição de quatro Sociedades de Propósitos
Espec fico (“S Es”) da
onon
ionergia, finalizou as obras da PCH Zé Tunin, que tem
capacidade de 8 MW, e iniciou as operações da PCH Santo Antônio, também com capacidade
de 8 MW.
Outro destaque do exercício de 2012 foi a adequação do perfil de endividamento da
Companhia, por meio da emissão de debêntures e outras captações, que asseguraram um
aporte de cerca de um bilhão de reais, recursos estes indispensáveis à continuidade e melhoria
das operações. Mesmo com os vultosos investimentos realizados, o Grupo ENERGISA obteve
um robusto saldo de caixa e aplicações financeiras no montante de R$ 923,1 milhões.
Plano de Integração
A ENERGISA se credenciou como protagonista no equacionamento da situação econômicofinanceira do Grupo Rede. Além de aportar capitais, equacionar as dívidas e inadimplências,
275
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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 1997-2000, com destaque para
evolução de desempenho, qualidade de gestão e performance econômico-financeira destas
empresas, o Grupo ENERGISA entende-se preparado para um segundo e relevante ciclo de
crescimento.
Aproximadamente 60 profissionais do Grupo ENERGISA, além de um extenso time de
consultores, dedicam-se na estruturação do Plano ANEEL e na elaboração do Plano de
Integração. Trabalho sério, organizado e focado nos compromissos que serão assumidos. O
Grupo ENERGISA não considera outra hipótese que não a assunção do Grupo Rede.
Adicionalmente, discussões com financiadores e atuais credores das distribuidoras já estão em
curso, visando permitir um D+1 que dê plenas condições de trabalho aos times técnicos e
comerciais, focados na melhoria das empresas. O financiamento de investimentos em
infraestrutura, com linhas de crédito compatíveis, torna-se fundamental neste contexto. Sendo
assim, tem-se como objetivo a substituição e/ou reestruturação da quase totalidade das
dívidas das distribuidoras, como melhoria do perfil nos primeiros 90 dias da gestão.
Não somente em relação a aspectos de financiamento de investimentos, a integração é um
processo demandante e que requer escolhas assertivas, uma vez que as decisões tomadas irão
definir como a empresa pós-fusão irá operar. A dimensão da aquisição e a simultaneidade dos
planos de captura de sinergias e melhorias exigem uma abordagem diferenciada. Por este
motivo a ENERGISA escolheu a metodologia de Post Merge Integration (PMI) como principal
ferramenta para implementação do Plano de Integração do Grupo Rede.
Ressalta-se ainda que aquisições bem sucedidas são suportadas por planos de integração
cuidadosamente preparados, com apropriado e completo posicionamento, e execução
profissional em todas as etapas envolvidas. Desta forma, o Grupo ENERGISA elaborou um
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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;

“ 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;
277
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
4. efinição do lano Estratégico para a “No a ENERGISA”, com redefinição de novas Missão,
Visão e Valores, considerando o período de integração, e propondo a melhor configuração
e organização da empresa resultante sob o ponto de vista de Grupo.
5. Elaboração de Matriz de Riscos, contemplando:

Qualificação e Quantificação de Riscos, abrangendo as seguintes dimensões: Riscos de
Sinergia, Estruturais, de Pessoas e de Projeto; e

Plano de Mitigação de Riscos, incluindo balanceamento de investimentos vs.
benefícios.
O Plano de Integração será dividido em 3 etapas: Iniciação, Preparação, e Transição, conforme
demonstrado a seguir.
A etapa de Preparação encerra-se com o Closing após a homologação do Plano, findo o
julgamento dos recursos à decisão na 1ª Instancia, e aprovação pela ANEEL e pelo CADE da
mudança de controle.
(*) Condição 1: 1ª Instância regulamentada e Plano ANEEL entregue
Na Etapa de Preparação destaca-se a implementação de uma estrutura de PMI, responsável
por assegurar a entrega dos objetivos estabelecidos no Plano de Integração. Destaca-se
também, a definição dos aspectos essenciais para atuação no “ IA
”, primeiro dia de
assunção do Grupo Rede, de forma a garantir a continuidade da operação em paralelo às
atividades de melhoria de gestão.
278
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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 ENERGISA”, empresa única no setor
elétrico brasileiro.
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
11.
Sumário do Regime Excepcional Regulatório
No Capítulo 9, foram detalhados os temas para os quais é necessário estabelecer um regime
excepcional regulatório de modo a viabilizar a sustentabilidade da concessão da Caiuá. Esses
temas e seu regime excepcional regulatório podem ser assim sumarizados:
Perdas Regulatórias
Solicita-se o acréscimo de 1,04% da perda técnica regulatória sobre energia injetada, que
passaria de 6,66% da energia injetada para 7,70%.
P&D e PEE
Solicitamos um prazo adicional de 24 meses, contados a partir de janeiro de 2014, para a
regularização dos investimentos em P&D e no PEE, sem a aplicação das penalidades previstas
durante este período. A proposta é que até o término dos 24 meses o Saldo 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).
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Obrigações Setoriais em Aberto
Parcelamento da dívida dos encargos setoriais, exceto por CCC, até o término da concessão, ou
seja, até junho de 2015, sendo que o início de seu pagamento ocorrerá após a assunção do
controle acionário pela Energisa. O saldo devedor será atualizado pela variação da taxa básica
de juros (SELIC).
O passivo com CCC será pago em 12 meses, com o saldo devedor também remunerado pela
SELIC.
Provisionamento adicional referente à contingências Cíveis, Fiscais e Trabalhistas
Provisionamento adicional, em 2013, relativo a contingências cíveis, fiscais e trabalhistas em
R$ 1,5 milhões.
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
12.
Mensagem Final
O trabalho aqui apresentado realizou um profundo diagnóstico das condições da
concessionária e apontou propostas de solução de forma robusta e detalhada no Plano de
Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões da Caiuá 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 Caiuá. 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 Caiuá 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
283
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
técnica, operacional e financeira de suas coligadas e a melhoria continuada da qualidade do
serviço prestado.
Desde 2009, o DEC das distribuidoras da ENERGISA reduziu 51%, o tempo médio de
atendimento 57% e as perdas elétricas 43%. Os inúmeros reconhecimentos setoriais e as
avaliações dos seus consumidores atestam que a ENERGISA possui as capacitações de um
operador de excelência e com grande experiência em realizar transformações em concessões
que estavam com déficits de desempenho operacional e financeiro e que, portanto, possui
todas as qualificações para empreender as medidas apontadas no Plano de Recuperação aqui
proposto.
Além da solução financeira e de sua experiência centenária de sucesso, a ENERGISA está
preparada e conta com a sua grande motivação e o apoio de seus colaboradores e acionistas
diante desse novo desafio, por entender que a aquisição do controle das concessionárias do
Grupo Rede é uma oportunidade única de consolidar a sua expansão.
Para a ENERGISA é chegada a hora da mudança para que a concessão Caiuá 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 Caiuá na expectativa de sua
aprovação pela ANEEL, para que, no menor tempo possível, possam ser implementadas as
ações necessárias para retomada da sustentabilidade da concessão em benefício de seus
consumidores.
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13.
Anexos:
ATA DA REUNIÃO COM OS INTERVENTORES
285
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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ANEXO - Modelagem Regulatória
Resumo Regulatório
O resumo regulatório concentra os resultados das simulações dos eventos tarifários dos anos
de 2014 a 2025. Apresenta também as tarifas médias resultante de cada evento projetado. O
efeito médio aplicado às tarifas é segregado em dois tipos diferentes, o Efeito Médio de Uso e
o Efeito Médio de Fornecimento. O primeiro apresenta somente a variação dos itens
relacionados com o uso das redes, enquanto o segundo possui também a variação relacionada
com a energia comprada.
Receita Verificada
Um evento tarifário começa com a verificação da receita realizada pela concessionária no ano
tarifário anterior. Esta receita é o produto do mercado e da tarifa econômica. Como o modelo
utiliza a simplificação da tarifa, que é somente financeira, a receita verificada é o produto do
mercado e da tarifa financeira adicionando ou subtraindo eventuais efeitos financeiros
presentes na tarifa do ano anterior.
Como a tarifa média utilizada já contém descontos tarifários embutidos, além da correção dos
itens financeiros, é necessário adicionar o montante de subsídios tarifários cobertos pela
Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) em face dos desdobramentos da Lei 12.783/13.
Tarifas Médias de Partida
Na atual conjuntura regulatória, determina-se, em um evento tarifário, o nível de receita
necessária para cobrir os custos das empresas, segregados em gerenciáveis (Parcela B) e não
gerenciáveis (Parcela A). Esta receita é repartida entre as classes, níveis e modalidades
tarifárias através de Tarifas de Referência, que consistem na relação de responsabilidade que
cada segmento possui por cada parcela dos custos da empresa. Desta forma, são criadas
tarifas capazes de recuperar a Receita Requerida da empresa.
A modelagem financeira, pela sua própria simplificação, adotada como premissas uma tarifa
única por classe para compor a receita. Ao se analisar o histórico de mercado e receita de uma
distribuidora, segregado por classes, observa-se que a relação entre as duas variáveis citadas –
que consiste na tarifa média – varia de forma irregular. Esta variação é resultado de diversos
efeitos combinados, dos quais podemos destacar a composição da estrutura do mercado.
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
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
mercado é somente de energia – sem distinção horária – a tarifa média utilizada deve
incorporar os custos cobrados em demanda e a diferença de preço entre os postos de Ponta e
Fora de Ponta. Somado a isso, há de ser levada em conta a diferença de precificação entre os
níveis de tensão e subclasses tarifárias. Desta forma, como o mercado é projetado por classes
e não apresenta variação na composição de sua estrutura, a tarifa média aplicada deve, dentro
do possível, refletir estes efeitos.
As tarifas médias de partida, definidas por classe para os consumidores cativos, são o
resultado da ponderação das tarifas homologadas pela composição do mercado ao longo do
ano tarifário. Para os consumidores livres e geradores, a tarifa reflete a composição do
mercado e os descontos concedidos. Para os usuários do sistema de distribuição foram
utilizadas as próprias tarifas de resolução.
Este procedimento de cálculo de tarifas médias, utilizando o mercado do último evento
tarifário, é capaz de capturar efeitos de variações e sazonalidades na composição do mercado
e mantém a finalidade básica de definição de tarifas, que é garantir o retorno integral do nível
tarifário.
Parcela A
A Parcela A é composta dos custos não gerenciáveis da empresa, cujo repasse para o
consumidor é feito de forma integral via tarifa, com exceção das perdas regulatórias.
Compreende os custos com aquisição de energia elétrica, os custos com conexão e uso dos
sistemas de distribuição e/ou transmissão e os custos com Encargos Setoriais, sendo que cada
um recebe um tratamento diferente de repasse e projeção, conforme regulação vigente e
respectiva natureza.
Neste tópico é feito o cálculo da Parcela A na Data de Referência Anterior (DRA) e na Data de
Reajuste em Processamento (DRP), de forma a compor o cálculo da Parcela B em DRA e da
Receita Requerida em DRP.
Encargos Setoriais
Os encargos setoriais são definidos em legislação própria, têm destinação específica e resultam
de políticas de Governo para o setor elétrico nacional. Em face da Lei 12.783/13 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:
289
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

Conta de Desenvolvimento Energético (CDE): Como a sistemática de definição das
cotas de CDE foi alterada a partir da Lei 12.783/13, quando passou a ser definida em
função dos recursos necessários para atingir suas finalidades e das demais receitas
relacionadas à CDE, e seu tratamento é de repasse integral, a projeção adotada para a
CDE é de correção por IGP-M anualmente. Aliada à correção monetária da cota com
vigência atual, foi acrescido o recolhimento do saldo remanescente de CDE conforme
estabelecido no art. 4ºA, § 7º, do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013, com
redação dada pelo Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013.

Taxa de Fiscalização de Energia Elétrica (TFSEE): O valor anual da TFSEE é estabelecido
pela ANEEL com a finalidade de constituir sua receita e destina-se à cobertura do
custeio de suas atividades. É definido como sendo 0,4% do benefício econômico anual
auferido pela concessionária, então sua correção é feita pela variação da Parcela B da
distribuidora.

Encargos de Serviços do Sistema (ESS) e Encargo de Energia de Reserva (EER): o ESS
representa um encargo destinado à cobertura dos custos dos serviços do sistema,
inclusive os serviços ancilares, prestados aos usuários do Sistema Interligado Nacional
(SIN), enquanto o EER representa todos os custos decorrentes da contratação da
energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no
fornecimento de energia elétrica ao SIN, proveniente de usinas especialmente
contratadas mediante leilões para este fim, incluindo os custos administrativos,
financeiros e tributários, que são rateados entre os usuários finais de energia elétrica
do SIN. É projetado por correção monetária por IGP-M.

Pesquisa e Desenvolvimento Energético (P&D): É calculado pela regra vigente de
1,00% da Receita Operacional Líquida.

Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS): As distribuidoras associadas pagam
mensalmente valores relativos ao custeio das atividades ONS. Este tem como
atividades a coordenação e o controle da operação dos sistemas elétricos interligados
e a administração e coordenação da prestação dos serviços de transmissão de energia
elétrica por parte das transmissoras aos usuários acessantes da rede básica.É
projetado por correção monetária por IGP-M.

Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia (PROINFA): é estabelecido
em conformidade com o Plano Anual do PROINFA – PAP, elaborado pela ELETROBRAS,
conforme o disposto no art. 12 do Decreto no 5.025/2004, sendo suas quotas
determinadas em função do mercado relativo aos consumidores cativos, livres e
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
autoprodutores de cada distribuidora. É projetado com base na previsão de quota de
energia e a correção monetária da tarifa por IGP-M.
Os valores em DRP consistem nas projeções realizadas para o dado ano tarifário, enquanto que
os valores em DRA, para garantir a neutralidade dos encargos setoriais, consistem nos valores
em DRP do ano anterior acrescidos do crescimento de mercado.
Custos de Transporte
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição da
concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, Transporte
de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição.

Custos de Rede Básica: referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de
distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão –
CUST celebrado com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado.
São calculados com base nos valores de demanda de potência multiplicados pelas
tarifas.
Os montantes de partida são os presentes no último evento tarifário e celebrados nos
termos aditivos vigentes, enquanto as tarifas de partida são aquelas consideradas no
último evento tarifário e suas respectivas atualizações em face da Resolução
Homologatória nº 1.555/2013. A projeção das tarifas é feitas por correção monetária
via IPG-M, enquanto que a projeção dos montantes contratados é feita pelo
crescimento do mercado.
Esta simplificação na projeção de montantes contratados é possível em face das
simplificações adotada para o mercado e para as tarifas, que não apresentam
variações na sua estrutura. Um mercado que cresce sem apresentar variação na sua
estrutura resultará em um crescimento de demanda máxima e, consequentemente,
num montante de contratação de mesma proporção.
As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuída à geradora
Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às
suas quotas partes. A tarifa inicial é corrigida por IGP-M, enquanto a quota parte do
ano de 2014 é mantida para os anos subsequentes.
Outros custos de Rede Básica, como ONS (geradores A2) e Exportação (geradores A2),
são corrigidos por IGP-M a partir de seus valores iniciais.
291
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

Custo de Conexão: refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais
Instalações de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às
transmissoras, para conexão às instalações da rede básica de transmissão. Os valores
desse custo são estabelecidos pela ANEEL e têm reajuste anual concatenado com a
data de reajuste das tarifas de fornecimento das distribuidoras de energia elétrica. As
projeções destes valores são feitas através da correção monetária por IGP-M ou IPCA,
a depender de caso.

Transporte de Itaipu: refere-se ao custo de transmissão da quota parte de energia
elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. A despesa com transporte
de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do montante
de demanda de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela
ANEEL, em R$/MW. A tarifa inicial é corrigida por IGP-M, enquanto a quota parte do
ano de 2014 é mantida para os anos subsequentes.

Custo de Uso de Sistemas de Distribuição: refere-se aos valores pagos pelas
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do
Sistema de Distribuição – CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de
distribuição daquelas. A despesa é calculada com base nos valores de demanda de
potência contratada multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em resolução da
distribuidora acessada.
Os montantes de partida são os presentes no último evento tarifário e celebrados nos
termos aditivos vigentes, enquanto as tarifas de partida são aquelas consideradas no
último evento tarifário e suas respectivas atualizações em face da Resolução
Homologatória mais atual da acessada. A projeção das tarifas é feitas por correção
monetária via IPG-M, enquanto que a projeção dos montantes contratados é feita pelo
crescimento do mercado.
Esta simplificação na projeção de montantes contratados é possível em face das
simplificações adotada para o mercado e para as tarifas, que não apresentam
variações na sua estrutura. Um mercado que cresce sem apresentar variação na sua
estrutura resultará em um crescimento de demanda máxima e, consequentemente,
num montante de contratação de mesma proporção.
Os valores em DRP consistem no produto dos montantes do ano tarifário e suas respectivas
tarifas. Os valores em DRA utilizam as tarifas presentes na DRP do ano anterior.
Compra de Energia
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Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elabora-se o Balanço
Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica considerando
a Energia Requerida no período de referência em questão. A Energia Requerida é o somatório
da Energia Vendida e das Perdas Elétricas reconhecidas na tarifa.
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada
e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada
disponível é igual ao somatório de geração própria, CCEARs, compra de energia de contratos
bilaterais e quotas de energia de Itaipu, Proinfa, Angra I e II e Usinas com Contratos
Renovados.
Além da energia necessária ao atendimento de seus consumidores há que se considerar que
nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Perdas de energia são
inerentes à natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia
elétrica.
As perdas podem ser segmentadas entre Perdas na Rede Básica, que são externas ao sistema
de distribuição da concessionária e tem origem iminentemente técnica, e as Perdas na
Distribuição que podem ser de natureza técnica ou não técnica. A Energia Vendida representa
toda energia faturada pela concessionária de seu mercado cativo, consumo próprio e energia
suprida a outras distribuidoras.
O custo da compra de energia em DRP é obtido pelo produto dos montantes do ano tarifário
com as tarifas corrigidas para a data do evento e em DRA é o mesmo montante com o preço
médio reconhecido na tarifa em DRP do ano anterior.
Para precificação das sobras ou déficits já foi adotada a metodologia de empilhamento de
contratos utilizada nos eventos tarifários mais recentes. Os preços de compra de cada contrato
foram projetados através da correção monetária pelo respectivo índice de indexação.
Parcela B
A Parcela B compreende os custos próprios da atividade de distribuição e de gestão comercial
dos clientes, sujeitos ao controle ou influência das práticas gerenciais adotadas pela
concessionária. Foram adotadas duas metodologias distintas para o cálculo da Parcela B, uma
abrangendo a metodologia de Reajuste Tarifário e outra para as Revisões Tarifárias.
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
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consumidores os ganhos de eficiência e da competitividade estimados), como consta no
contrato de concessão. A Parcela B em DRA (VPB0) é obtida pela subtração da Parcela A em
DRA (VPA0) da Receita Verificada (RA0) pela distribuidora.
O Fator X é composto de três componentes. As componentes T e Pd, definidas ex-ante no
momento da última revisão tarifária, e a componente Q, definida ex-post com base nas
melhorias de Qualidade do Serviço observadas no ano anterior, foram modeladas conforme a
metodologia vigente.
Revisão Tarifária
Nas Revisões Tarifárias Periódicas, que ocorrem em ciclos de quatro ou cinco anos, o valor teto
das tarifas, o nível de qualidade dos serviços e o índice de ganho de produtividade são
revisados. Estas revisões são necessárias para garantir o repasse dos ganhos de produtividade
ao consumidor e corrigir eventuais desvios que coloquem em risco a capacidade de
investimento das empresas e, consequentemente, a sustentabilidade do setor.
Nos anos de Revisão Tarifária, a Parcela B é revisada com base na metodologia atual. Para
tanto, são feitas adições anuais na base de remuneração e descontada a depreciação do
período. Com a nova base de remuneração é possível calcular a Remuneração do Capital, a
Quota de Reintegração Regulatória e ao Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis.
A Quota de Reintegração, produto da Base de Remuneração Bruta Total com a Taxa de
Depreciação, é calculada com as adições da base, mas mantendo a Taxa de Depreciação do 3º
Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas. O recálculo da taxa foge do escopo e das possibilidades
deste trabalho. Para a cota de depreciação, considerou-se a mesma taxa de depreciação do 3º
ciclo.
A Remuneração do Capital, produto da Base de Remuneração Líquida com o Custo Médio
Ponderado de Capital (do inglês Weight Average Cost of Capital – WACC), é calculada com as
adições da base, mas mantendo o WACC do 3º Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas.
Considerou-se o atual WACC regulatório para todos os ciclos tarifários subsequentes, onde o
WACC real antes de impostos é de 11,36%.
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,
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de forma a manter o mesmo patamar percentual de reconhecimento tarifário. O Custo
Operacional real da distribuidora é integralmente repassado para a Tarifa, em cada uma das
revisões tarifárias subsequentes, dado que a premissa é que a distribuidora apresenta um
patamar eficiente de custos.
A componente Pd do Fator X é recalculada com base na regra vigente no 3º Ciclo Revisional e a
componente T não é mais utilizada, a partir do 4º ciclo, por entender que a transição entre
metodologias já terá ocorrido e é considerado o repasse integral de custos.
Itens Financeiros
Os itens financeiros contemplam as contas gráficas que visam capturar eventuais distorções de
preços reconhecidos tarifariamente e efetivamente praticados. Este item pode variar muito de
um ano para o outro e permanece nas tarifas pelo período de um ano tarifário, sendo
substituído no ano seguinte pelo novo componente financeiro.
Os itens financeiros de partida são aqueles reconhecidos no último evento tarifário, já
descontadas possível amortizações percebidas nos balanços contábeis. Os saldos de ativos e
passivos não circulantes constantes no balanço são a partida para os financeiros dos eventos
subsequentes. O cálculo dos financeiros segue as regras vigentes e contempla somente
aqueles itens cujos custos estão refletidos no modelo, conforme listado abaixo.

Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA): para
compensar os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da
Parcela A, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 025, de 24 de janeiro de
2002, dos Ministros de Estado de Minas e Energia e da Fazenda.
o
CVA Energia: Calculado pela diferença do Preço Médio Praticado com o Preço
Médio refletido na Tarifa.
o
CVA Rede Básica: Calculado pela diferença entre o Preço Médio Praticado e o
Preço Médio refletido na Tarifa. A variação dos custos fixos relativos à Rede
Básica (ONS A2, Exportação A2 e MUST Itaipu) é calculada em conjunto com a
Rede Básica na Tarifa de Ponta, conforme regramento atual.
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
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entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no período de
referência e os respectivos valores contemplados no reajuste anterior. Para fins de
modelagem, simplificou-se o cálculo para a diferença entre o encargo reconhecido em
DRP do evento tarifário anterior e a aquele considerado em DRA do reajuste em
questão corrigido por CDI (proxi SELIC).

Sobrecontratação/Exposição: É considerado um cálculo simplificado, com base no ano
ci il ‘fechado’.

Diferencial da Eletronuclear: São considerados os valores já homologados, sem
projeções futuras.

Ajuste Financeiro de Concatenação de CUSD: Calculado pela diferença do Preço Médio
Praticado com o Preço Médio refletido na Tarifa.
Outras Receitas Operacionais
Para as demais receitas da concessão, utilizou-se as informações recebidas diretamente das
empresas e, também, as informações constante no último processo de revisão tarifária
periódica. Estes valores foram projetados conforme a sua natureza.
Para Ultrapassagem de Demanda e Reativo realizou-se a correção pelo Efeito Médio do evento
tarifário anterior. Para os Encargos de Conexão, a correção é por IGPM. Para os demais –
Serviços Cobráveis, Compartilhamento de Infraestrutura, Sistemas de Comunicação, Serviços
de Consultoria, Serviços de O&M, Serviços de Comunicação, Serviços de Engenharia,
Convênios e Outros – a correção por IPCA.
O tratamento regulatório destas receitas foi feito conforme o regulamento vigente, previsto
no Submódulo 2.7 do PRORET. Para as receitas de ultrapassagem de demanda e reativo, os
valores foram incorporados às Obrigações Especiais.
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ANEXO - TUTORIAL MODELAGEM REGULATÓRIA
Diferenças para a Modelagem Financeira
Horizonte de Projeção
O horizonte de projeção da Modelagem Regulatória, embora idêntico ao da Modelagem
Financeira, traz treze colunas totalizadoras de Ano Tarifário após as Totalizadoras de Dados
Trimestrais (Ano Civil).
Estrutura das Planilhas
Os dados podem aparecer nas cores verde, azul, preto e amarelo. Em verde estão os dados
que são oriundos do Modelo Financeiro. Em azul estão os dados de entrada digitados. Em
preto estão dados calculados por fórmulas na própria Interface Regulatória. Em amarelo estão
os dados que são oriundos de outros módulos da Interface Regulatória.
Lógicas Básicas de Modelagem
A modelagem regulatória do Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões foi
desenvolvida de forma a reproduzir as regras e metodologias vigentes.
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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 Indicadores (aba “IN ”) e o Módulo Regulatório.
298
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Resumo Regulatório
Tópico que apresenta o resumo das projeções de eventos tarifários realizadas.
Receita Verificada
Consiste no cálculo da Receita Verificada, que é o primeiro passo para construção do evento
tarifário.
Parcela A
Este Tópico consiste no consolidador do cálculo da Parcela A. Ele utiliza dados dos módulos de
Encargos Setoriais, Transporte de Energia e Compra de Energia, que são linkados através de
seus respectivos tópicos. O cálculo segue o regramento vigente do setor e as premissas de
projeção são mais bem explicadas nos respectivos módulos.
Parcela B – Reajuste Tarifário
Este tópico, embora realize o cálculo para todos os anos, é utilizado para determinar o valor da
Parcela B nos anos de Reajuste Tarifário. O cálculo segue o regramento vigente do setor.
Parcela B – Revisão Tarifária
Este tópico, embora realize o cálculo para todos os anos, é utilizado para determinar o valor da
Parcela B nos anos de Revisão Tarifária. O cálculo parte de premissas explicadas no anexo do
plano.
Financeiros
Consiste no cálculo dos itens financeiros repassados nas tarifas, conforme regulamentação
específica, e o tratamento do fluxo dos mesmos.
Outras Receitas
Consiste no cálculo das outras receitas operacionais.
Resumo – Encargos Setoriais
Tópico de link com o Módulo de Encargos Setoriais, traz o resultado dos cálculos deste
módulo.
Resumo – Transporte de Energia
Tópico de link com o Módulo de Transporte de Energia, traz o resultado dos cálculos deste
módulo.
299
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
Resumo – Compra de Energia
Tópico de link com o Módulo de Compra de Energia, traz o resultado dos cálculos deste
módulo.
Resumo – Mercado
Tópico que consiste na consolidação e agrupamento dos dados relativos ao Mercado da
distribuidora, utilizado para subsidiar os demais cálculos que utilizam dados de Mercado.
Resumo – Opex, Capex e Perdas
Tópico que consiste na consolidação e agrupamento dos dados relativos a Capex, Opex e
Perdas, utilizado para subsidiar os demais cálculos que utilizam destes dados.
300
Caiuá - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
ANEXO - Módulo de Transporte
O Módulo de Transporte é responsável por realizar os cálculos e projeções relativos aos custos
de transporte da distribuidora.
Abaixo segue o detalhamento de cada tópico especificando a finalidade de cada um dentro da
modelagem.
Indicadores Econômicos
Consiste no link de dados entre o Tópico de Indicadores Econômicos do Módulo Regulatório e
o Módulo de Transporte. Estes indicadores são utilizados para a projeção.
Resumo – Transporte de Energia
Consiste no tópico de agrupamento e consolidação dos cálculos de Transporte que farão link
com o Módulo Regulatório.
Rede Básica
Tópico de cálculo dos custos de Rede Básica e da reprodução do valor de reconhecimento
tarifário. Realiza as projeções dos montantes contratados e das tarifas de Rede Básica.
CUSD
Tópico de cálculo dos custos de Uso dos Sistemas de Distribuição e da reprodução do valor de
reconhecimento tarifário. Realiza as projeções dos montantes contratados e das tarifas de uso
distribuição.
Outros Custos de Transporte
Consiste nos cálculos e projeções dos demais itens de transporte de energia.
301
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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.
302
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ANEXO - Módulo de Encargos Setoriais
O Módulo de Encargos Setoriais é responsável por realizar os cálculos e projeções relativos aos
custos de encargos setoriais da distribuidora.
Indicadores Econômicos
Consiste no link de dados entre o Tópico de Indicadores Econômicos do Módulo Regulatório e
o Módulo de Encargos Setoriais. Estes indicadores são utilizados para a projeção.
Resumo – Encargos Setoriais
Consiste no tópico de agrupamento e consolidação dos cálculos de Encargos Setoriais que
farão link com o Módulo Regulatório.
Encargos Setoriais
Consiste nos cálculos e projeções dos encargos setoriais e da reprodução do valor de
reconhecimento tarifário.
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ANEXO - Módulo de Compra de Energia
No módulo.
Indicadores Econômicos
Consiste no link de dados entre o Tópico de Indicadores Econômicos do Módulo Regulatório e
o Módulo de Compra de Energia. Estes indicadores são utilizados para a projeção.
Resumo – Compra de Energia
Consiste no tópico de agrupamento e consolidação dos cálculos de Compra de Energia que
farão link com o Módulo Regulatório.
Compra de Energia – CCEAR Energia Velha
Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos CCEARs de Energia
Velha e com as projeções de preço para estes contratos.
Compra de Energia – CCEAR Energia Nova
Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos CCEARs de Energia
Nova e com as projeções de preço para estes contratos.
Compra de Energia – CCEAR Geração Distribuída
Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos CCEARs de Geração
Distribuída e com as projeções de preço para estes contratos.
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Compra de Energia – CCEAR Leilão de Ajuste
Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos CCEARs de Leilão de
Ajuste e com as projeções de preço para estes contratos.
Compra de Energia – Bilaterais com Terceiros
Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos contratos Bilaterais
com Terceiros e com as projeções de preço para estes contratos.
Compra de Energia – Bilaterais com Partes Relacionadas
Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos contratos Bilaterais
com Partes Relacionadas e com as projeções de preço para estes contratos.
Compra de Energia – Outros Contratos
Consiste nos cálculos e projeções dos outros contratos de Compra de Energia.
Preço de Repasse Excepcional
Este tópico permite a consideração de eventuais tratamentos excepcionais que possam
ocorrer no preço de repasse de Compra de Energia.
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ANEXO - Módulo de Indicadores
O módulo de indicadores é responsável pela integração com os indicadores mensais do
Módulo Financeiro e cálculo dos seus correspondentes para o ano tarifário de cada
distribuidora.
Cenário Macroeconômico Mensal
Consiste na entrada de dados oriundos do Modelo Financeiro para alimentar a interface
regulatória.
Indicadores Econômicos
Consiste no cálculo dos indicadores econômicos para os anos tarifários e na saída de dados
para os demais módulos da interface regulatória.
ANEXO - Outros Dados
A aba “Outros” foi reser ada para tratamento de dados au iliares no cálculo do modelo. A
tabela presente nela é utilizada no cálculo da Componente Q do Fator X.
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