Eletrobras - Ações Realizações e Perspectivas 2012 by Flemeng Medeiros

Visão Em 2020, ser o maior sistema empresarial global de energia limpa, com rentabilidade comparável às das melhores empresas do setor elétrico.

Missão Atuar nos mercados de energia de forma integrada, rentável e sustentável.

Valores Foco em resultados. Empreendedorismo e inovação. Valorização e comprometimento das pessoas. Ética e transparência.

Expediente

Diretoria da Eletrobras Presidente

José da Costa Carvalho Neto Diretor de Administração

Miguel Colassuonno Diretor de Distribuição

Marcos Aurelio Madureira da Silva Diretor de Geração

Valter Luiz Cardeal de Souza Diretor Financeiro e de Relação com Investidores

Armando Casado

Diretor de Transmissão

José Antonio Muniz

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Diretoria das Empresas de Distribuição Diretor-Presidente

Marcos Aurelio Madureira da Silva Diretor de Assuntos Regulatórios e Projetos Especiais

Nelisson Sérgio Hoewell Diretor Comercial

Luiz Armando Crestana Diretor Financeiro

Ronaldo Ferreira Braga Diretor de Gestão

Luis Hiroshi Sakamoto Diretor de Planejamento e Expansão (Acre, Alagoas, Piauí, Rondônia e Roraima)

Pedro Mateus de Oliveira

Diretor de Geração e Operação para a capital da Eletrobras Amazonas Energia

Tarcisio Estefano Rosa

Diretor de Geração e Operação para o Interior da Eletrobras Amazonas Energia

Radyr Gomes de Oliveira

Diretor de Planejamento e Expansão da Eletrobras Amazonas Energia

Marcos Vinicius Almeida Nogueira

Diretor de Operação da Eletrobras Distribuição Acre

Celso Santos Matheus

Diretor de Operação da Eletrobras Distribuição Alagoas

Cícero Vladimir de Abreu Cavalcanti

Diretor de Operação da Eletrobras Distribuição Piauí

Marcelino da Cunha Machado Neto

Diretor de Operação da Eletrobras Distribuição Rondônia

Luiz Marcelo Reis de Carvalho

Diretor de Operação da Eletrobras Distribuição Roraima

Rodrigo Moreira

Supervisão Geral Coordenação do Macroprocesso de Comunicação da Distribuição

Patrícia Mª Ribeiro De Cicco

Produção Departamento de Acompanhamento das Empresas de Distribuição

Alvaro José Fonseca Bernardes

Divisão de Análise de Acompanhamento da Gestão das Empresas de Distribuição

Moacyr Pereira dos Santos Revisão

Fala! Comunicação Diagramação e Projeto Gráfico

Minhagência Publicidade e Marketing

Índice

01 Mensagem do Diretor de Distribuição 09 02 Abrangência e Escopo do Relatório .... 11 03 Resumo Executivo ................................. 13 3.1 Antecedentes ...................................................................... 13 3.2 Desempenho Operacional .............................................. 14 3.3 Premiações .......................................................................... 15

04 Comercialização ..................................... 17 4.1 Principais Indicadores ...................................................... 20 4.2 Plano de Combate às Perdas ........................................ 21 4.3 Atendimento aos Clientes .............................................. 24

05 Operação .................................................. 27 5.1 5.2 5.3 5.4

Principais Indicadores ..................................................... Gerenciamento da Força de Campo ........................... Centro de Operação Integrado .................................... Automação do Sistema de Distribuição ....................

28 29 32 32

06 Expansão ................................................................ 35 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5

Mapas do Sistema Elétrico das Distribuidoras ............................. Luz para Todos ....................................................................................... Investimento ............................................................................................ Amazonas: Copa do Mundo e Interligação ao SIN ..................... Usina Mauá 3 ...........................................................................................

36 44 46 47 47

07 Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ................. 51 7.1

Projeto Parintins .................................................................................... 51

08 Sustentabilidade .................................................. 55 8.1 Projetos e Ações para Geração de Trabalho e Renda .............. 8.2 Ações de Promoção da Cidadania, Projetos Culturais, Relacionamento com a Vizinhança, Promoção do Consumo Consciente e Reciclagem .................................................................... 8.3 Promoção de Equidade de Gênero – Selo Pró-Equidade ......... 8.4 Ações Ambientais .................................................................................. 8.5 Indicadores de Mercado........................................................................

55 55 55 55 57

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09 Gestão .................................................... 59 9.1 9.2 9.3 9.4

Governança Corporativa ............................................. Novos Processos na Gestão ....................................... Reestruturação da Área de Suprimento ................ Projeto Comunicação Unificada ...............................

59 59 60 60

10 Regulação ............................................... 63 10.1 Projeto de Revisão Tarifária das Distribuidoras.. 63 10.2 Desenvolvimento do Sistema Condor .................... 64

11 Comunicação ......................................... 67 12 Pessoas .................................................. 71 12.1 12.2 12.3 12.4 12.5

Política de Pessoal ......................................................... Meritocracia ...................................................................... Capacitação ...................................................................... Segurança do Trabalho ................................................ Revisão da Força de Trabalho Terceirizada..........

12.6 12.7 12.8 12.9

Redução de Custo com Pessoal ............................................................ Projeto de Redimensionamento da Força de Trabalho ................ Mapeamento e Controle da Frequência do Trabalho .................... Gestão de Conhecimento .........................................................................

Finanças ..................................................................... 75

13.1

Resultados Econômico-Financeiros ..................................................... 75

Perspectivas ............................................................. 77

72 73 73 73

Anexo: Resultado Econômico-Financeiro por Empresa com Comentários sobre as Principais Variações entre 2011 e 2012 ... 78

71 71 71 71 72

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2514-5151

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01 Mensagem do Diretor de Distribuição Atuar de forma sustentável para distribuir energia elétrica com confiabilidade e qualidade, em regiões com características ambientais e climáticas completamente distintas – que variam entre a seca e a aridez do cerrado e da caatinga e os altos índices pluviométricos e densidade das florestas tropicais – porém, tendo em comum, a baixa densidade demográfica e elevadas taxas de crescimento de mercado. Esse é o desafio da Eletrobras e de suas seis distribuidoras. Desafio esse que vem sendo superado pelo trabalho de seus 6 mil colaboradores, que atendem, com profissionalismo, desde a demanda por energia de um pequeno agricultor de uma comunidade no interior do sertão nordestino, até a das máquinas de uma grande fábrica de um polo industrial localizado no coração da Floresta Amazônica, além do compromisso imperativo de colaborar para levar o beneficio da universalização da energia elétrica a toda a população, por meio do Programa Luz para Todos, que cumpre um importante papel de desenvolvimento econômico e social. Muitas vezes o caminho não estava traçado e por isso as distribuidoras precisaram pavimentá-lo. Para tanto, desde as gestões anteriores de Flavio Decat e Pedro Hosken que, junto aos diretores que as compuseram, são realizados investimentos em inovações tecnológicas e em metodologias mais eficientes, assim como no desenvolvimento de novas soluções que vêm permitindo superar as dificuldades e garantindo a realização do trabalho com excelência, mesmo em situações adversas. Nos últimos quatro anos a Eletrobras passou a gerir diretamente as distribuidoras de Alagoas, Amazonas, Acre, Piauí, Rondônia e Roraima, modernizou seus processos de gestão nas áreas administrativa, operacional, comercial e recursos humanos, passou a aferir seu desempenho por meio de indicadores, investiu em infraestruturas de tecnologia da informação e na segurança de seus empregados, desenvolveu um complexo programa de recuperação e ampliação de sistemas elétricos de geração, transmissão e distribuição de energia, estendeu milhares de quilômetros de redes e intensificou as fiscalizações a consumidores irregulares. Como em todos os processos, ainda há lacunas a serem preenchidas para que as distribuidoras da Eletrobras alcancem o resultado almejado. Ao findar o ano de 2012, e iniciar um novo ciclo, no qual se insere um importante momento, o da renovação das concessões de distribuição, as Empresas de Distribuição da Eletrobras renovam seu compromisso de ofertar, com confiabilidade, energia elétrica de qualidade a preços módicos para os consumidores e com o retorno esperado para os seus acionistas. Esse relatório busca, de forma sintética, mostrar o que já foi realizado, o que está planejado e quais as expectativas das distribuidoras da Eletrobras para os próximos anos.

Marcos Aurelio Madureira da Silva Diretor de Distribuição e Diretor-Presidente das Empresas de Distribuição da Eletrobras

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02 Abrangência e Escopo do Relatório O objetivo deste relatório é dar transparência, de forma tempestiva, aos resultados alcançados em 2012 pelas Empresas Distribuidoras da Eletrobras, com concessão nos estados do Amazonas, Acre, Alagoas, Piauí, Rondônia e Roraima. São apresentados também resumos da situação em que se encontravam as empresas em 2008, quando foram centralizadas as suas gestões, e as ações de reversão e melhoria dos processos dessas concessionárias. A área de concessão dessas empresas é a maior do país e, ao mesmo tempo, a de menor densidade de consumidores por quilômetro quadrado, o que resulta em desafios importantes para transformá-las em um conjunto competitivo no setor de distribuição de energia elétrica. Finalmente, é apresentada uma visão do futuro operacional das companhias, mostrando o que é esperado do segmento de distribuição do Sistema Eletrobras. Os temas abordados são os de interesse dos públicos com os quais as concessionárias se relacionam: consumidores, colaboradores, parceiros, acionistas, comunidades, entidades de classe, órgão regulador e governos.

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03 Resumo Executivo 3.1 Antecedentes

A Lei 9.619/98 autorizou a aquisição pela Eletrobras do controle das concessionárias estaduais de distribuição de energia elétrica Ceal, Cepisa, Ceron e Eletroacre, incluindo-as no Programa Nacional de Desestatização - PND. Mais tarde, pela Medida Provisória 1985-25/2000, a Eletrobras foi também autorizada a adquirir o controle da Ceam – Companhia Energética do Amazonas - e incluí-la no PND. Em um processo paralelo, cindiu-se a Eletronorte, formando com os ativos de distribuição das cidades de Manaus e Boa Vista, a Manaus Energia S/A e a Boa Vista Energia S/A, respectivamente, empresas também incluídas no PND. À Eletrobras coube a tarefa de promover o saneamento econômico-financeiro dessas empresas, enquanto o BNDES cuidaria das providências para vendê-las. Por razões diversas, não foi concluído o processo de desestatização dessas companhias. Por conta do objetivo original, os investimentos realizados pela Eletrobras foram considerados como temporários e a gestão descentralizada, com forte influência do poder estadual local. Em abril de 2008, foi efetuada a incorporação da Ceam pela Manaus Energia, com posterior alteração da razão social para Amazonas Distribuidora de Energia S/A. Logo após, em maio de 2008, considerando a impossibilidade de continuação da situação em que se encontravam as empresas, com deterioração contínua de sua capacidade de prestação do serviço, a Eletrobras reorganizou a governança e centralizou a gestão de suas empresas de distribuição. O panorama daquele momento era de empresas geridas sem planejamento e controles normativos, operacionais e sistêmicos, com carência de infraestrutura e de mão de obra qualificada. Nas áreas técnicas de engenharia, não havia um planejamento estruturado da expansão e ferramentas que possibilitassem a organização das informações e seu tratamento adequado para a tomada de decisão. Era escassa, e mesmo assim, somente em algumas dessas empresas, a utilização de instrumentos de automação e ferramentas computacionais para o planejamento da expansão e operação dos seus sistemas elétricos. Na esfera administrativo-financeira, faltavam informações confiáveis e as empresas apresentavam elevados débitos com fornecedores e enorme dificuldade de honrar seus compromissos financeiros. Na segurança do trabalho, registravam-se elevados índices de acidentes, principalmente pela falta de equipamentos, ferramentas e treinamentos adequados. A infraestrutura predial e tecnológica tinha notórias dificuldades para atender as demandas de veículos, de equipamentos de informática e de adequação mobiliária, o que foi inclusive objeto de autos de infração do Ministério do Trabalho, exigindo a adoção de padrões ergonômicos e condizentes com as atividades exercidas. A área jurídica carecia de controles, o que acarretava em constantes perdas de causas, com prejuízo para as empresas. Em algumas distribuidoras, inclusive, as informações sobre os

processos jurídicos estavam totalmente desatualizadas ou, até mesmo, não havia arquivo sobre suas causas. As concessionárias não possuíam em sua estrutura organizacional uma área específica para tratar dos temas relacionados aos aspectos regulatórios do setor elétrico. O atendimento aos ofícios, despachos, termos de notificações e autos de infrações era controlado pelas áreas fins, não possuindo um controle único. Como consequência, foram originadas diversas não conformidades junto ao órgão regulador, o que gerou grande passivo das questões regulatórias. Por outro lado, as questões relacionadas ao reajuste e revisão tarifária eram conduzidas por grupos de trabalho multidisciplinar que se reuniam somente no período desses processos, não ocorrendo um acompanhamento permanente e treinamento adequado, de forma a possibilitar oportunidades nesses processos tão complexos de atualização tarifária. Com a reorganização da governança e centralização da gestão em 2008, a Eletrobras optou por, de fato, entrar no negócio de distribuição de energia elétrica, e buscou a eficiência dos processos técnicos, administrativos e financeiros dessas empresas. Foram, então, planejadas e orientadas ações em diversos segmentos com este objetivo. Na área técnica, procurou-se uma forma de financiar um salto de qualidade no estado da arte em que se encontravam as empresas, com redes de distribuição obsoletas, linhas de subtransmissão insuficientes, baixa utilização de ferramentas de automação e inteligência e, nos casos de empresas nos sistemas isolados, baixa capacidade de geração, podendo ser citado o exemplo de Manaus, onde ocorriam racionamentos diversos por falta de geração. A situação foi sanada pela recuperação das unidades existentes e instalação de cerca de 500 MW de novas usinas termelétricas. Para tanto, buscou-se financiamento junto à Eletrobras e organismos externos, de modo a viabilizar essas questões. Dessa forma, aumentou de forma significativa a obtenção de recursos do fundo RGR para projetos de expansão e melhoria do sistema e de recursos da Eletrobras na forma de financiamento e Adiantamento para Futuro Aumento de Capital - AFAC. Nessa linha, surgiu o Projeto Energia+, com financiamento do Banco Mundial – BIRD, para melhoria dos sistemas elétricos, atualização tecnológica da medição e reforço institucional dessas empresas, descrito no item 4.2 desse relatório. Uma das prioridades foi a implantação do Sistema de Gestão Técnica da Distribuição - SGTD, com cadastramento de toda a rede e unidades consumidoras em sistema informatizado georeferenciado. Em 2008, as poucas empresas que já haviam implantado esse sistema estavam com todas as informações desatualizadas. Estão sendo incentivadas a padronização e normatização de processos, como o procedimento de construção de redes aéreas de média e baixa tensão, implantado nas seis empresas, de modo a garantir a segurança e economicidade do processo.

Empresas de Distribuição da Eletrobras

Na área financeira, tem-se perseguido uma maior integração das áreas contábeis, orçamentárias e financeiras das empresas, buscando-se também maior padronização de processos e normatização de procedimentos. Como exemplo, a nova forma de apuração da Provisão de Créditos de Liquidação Duvidosa - PCLD, que foi objeto de uma norma aprovada para todas as empresas, cuja elaboração envolveu as áreas financeiras, comerciais e os auditores externos. Uma grande evolução nesta área foi a capacidade de atendimento em 2012 dos prazos de fechamento das demonstrações contábeis do exercício, com significativa melhoria da qualidade das informações. Na área administrativa, os maiores ganhos estão na implantação de regras claras, alicerçadas em efetiva padronização e controle dos processos. Com a participação no Plano de Gestão Integrado da Eletrobras, os empregados das distribuidoras viram o seu portfólio de aprendizado e de benefícios ampliados. Com a implantação do Plano de Carreiras e Remuneração PCR surgiu uma nova sistemática de acompanhamento do desempenho, com valorização da meritocracia, encerrando-se um ciclo de subjetividade e privilégios. A força de trabalho tem se desenvolvido em capacitações específicas e direcionada ao trabalho, favorecida com a entrada de novos colaboradores. No tocante à infraestrutura, ao longo desses últimos anos as empresas têm feito investimentos significativos na estrutura predial e no mobiliário, com ênfase em ambientes coletivos, eliminando-se tanto quanto possível as salas individuais, o que tem permitido melhorar o padrão das condições ambientais e ergonômicas, com redução de custos com manutenção e a incidência de autos de infração do Ministério do Trabalho. A frota de veículos vem se mantendo atualizada, com a implantação de mapeamento instantâneo de utilização de cada automotivo. O parque tecnológico de informática foi ampliado e atualizado, com crescimento aproximado de 515% no período 2008 a 2012. A capacidade e o número de links de internet foram ampliados, aumentando o número de municípios interligados à capital como, por exemplo, no estado do Amazonas que em 2008 contava com 17 municípios ligados à capital e, em dezembro de 2012, com 61. Nesse período foi implantado um sistema de segurança e proteção, com firewall, detector de intrusão e correlação de eventos de segurança. Em todas as empresas está se consolidando o monitoramento em tempo real dos servidores, armazenamento, sistemas, links de comunicação, bancos de dados e controles de ponto. Na área documental foi criado o Arquivo Central de Documentos e o Boletim Eletrônico Interno, possibilitando maior transparência nos atos da gestão. Foi implantado o sistema de Gestão Eletrônica de Documentos em todas as empresas, que a cada dia vem sendo utilizado com maior intensidade, possibilitando a diminuição da utilização de papel. Assim, diante do exposto, observa-se que a atuação da Eletrobras melhorou sobremaneira a gestão das suas empresas de distribuição diante do cenário encontrado em 2008. Considerando que as mudanças da nova gestão afetam a cultura da empresa e de seus colaboradores, os benefícios começam a ser observados a médio e longo prazo.

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3.2 Desempenho Operacional

O indicador PMSO/ROL (PMSO: Pessoal, Material, Serviços de Terceiros e Outros; ROL: Receita Operacional Líquida) reduziu 6,6 pontos percentuais em 2012 (comparando-se com o ano de 2011). Este indicador em 2010 subiu com a implantação do novo Plano de Cargos e Remunerações - PCR do Sistema Eletrobras, com o objetivo de conceder melhores condições de trabalho aos integrantes das empresas, que tinham remunerações abaixo do mercado. Na área comercial, a implementação de medidas saneadoras em 2012 reduziu o índice médio de perdas de energia elétrica, de forma consolidada, em 3,27 pontos percentuais em relação ao ano anterior. O incentivo à adimplência tem sido outro ponto de destaque do desempenho operacional. O indicador que mede o Estoque da Inadimplência Ativa em relação ao Faturamento Anual foi reduzido em 1,6 ponto percentual em 2012. Os indicadores de qualidade (DEC e FEC) foram afetados por intempéries climáticas e, em alguns casos, pelo Sistema Supridor de Energia e apresentaram leve redução. No entanto, os investimentos e as tecnologias em implantação permitem prever melhorias contínuas. As empresas avançaram no uso de ferramentas de gestão com o programa de Gerenciamento pelas Diretrizes e da Rotina, com vistas ao alinhamento estratégico, e de um vigoroso sistema de acompanhamento e controle de resultados de ações e projetos corporativos. Nos gráficos a seguir são apresentados os principais indicadores empresariais consolidados para o conjunto das distribuidoras, levando em consideração o desempenho das empresas no período de 2009 a 2012: Inadimplência

Perdas totais

Consolidado

21,00

36 18,80 18,90 17,30

35 34

36,03 35,16 34,28

33 32

31,01

31 30

29 0

28 2009 2010 2011 2012

Índices melhores

2009 2010 2011 2012

Índices melhores

DEC

FEC

PMSO/ROL

Consolidado

41,00

40,00

43,90

33,00

44,60

34,00

40 39

39,30

32,00

32 38,68

31,40 31

Índices melhores

38,40

38,00

30 2009 2010 2011 2012

34 2009 2010 2011 2012

Índices melhores

3.3 Premiações

1. Prêmio Braskem de Jornalismo - A assessoria de comunicação da Eletrobras Distribuição Alagoas recebeu o Prêmio Braskem de Jornalismo, na categoria assessoria de imprensa, com as ações de divulgação e retorno em mídia espontânea do Projeto Luz do Saber. 2. Prêmio Sesi de Qualidade no Trabalho – O Departamento de Gestão de Pessoas da Eletrobras Distribuição Alagoas recebeu o Prêmio Sesi de Qualidade no Trabalho, em reconhecimento às ações desenvolvidas pela área, com destaque para os benefícios concedidos aos empregados, como forma de melhorar a qualidade de vida e motivação. Entre eles, auxílio-alimentação, auxílio-transporte, auxílio-médico e odontológico, reembolsos educacionais (creche, babá e escolar), bolsa de estudo para graduação e pós-graduação, seguro de vida e acidente. 3. Certificado CRC-RJ/Firjan/Fecomércio-RJ - O departamento de Contabilidade da Eletrobras Distribuição Alagoas recebeu o certificado concedido pelo Conselho Regional de Contabilidade do Estado do Rio de Janeiro, pela Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro e pela Federação do Comércio do Estado do Rio de Janeiro. O certificado foi entregue com base na qualidade das informações sociais, ambientais e contábeis apresentadas em relatório ano base 2011. 4. Prêmio WEG - A Eletrobras Distribuição Alagoas recebeu o Prêmio WEG de tecnologia, na categoria pós-graduação, por conta de trabalho desenvolvido a partir de um dos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) da empresa. Esse é o maior prêmio nacional para pesquisas em máquinas e acionamentos. A premiação aconteceu no dia 30 de outubro de 2012, no salão nobre da Associação Recreativa da WEG, em Jaraguá do Sul, Santa Catarina.

2009 2010 2011 2012

Índices melhores

5. Empresa Cidadã - A Eletrobras Distribuição Alagoas e a Eletrobras Amazonas Energia receberam o certificado de Empresa Cidadã. 6. Prêmio Sesi de Qualidade no Trabalho - A Eletrobras Distribuição Acre recebeu o Prêmio Sesi de Qualidade no Trabalho, com o projeto Consumo Consciente. 7. Prêmio Sesi de Qualidade no Trabalho - A Eletrobras Distribuição Roraima recebeu o Prêmio Sesi Qualidade no Trabalho, com o Projeto de Voluntariado. 8. IASC 2012 - A Eletrobras Distribuição Roraima e a Distribuição Amazonas Energia foram finalistas do prêmio IASC 2012, no grupo Região Norte. A Eletrobras também foi finalista no grupo de Maior Crescimento 2010/2012. 9. Patente - Embora não seja um prêmio, vale registrar o projeto de P&D/Aneel, chamado de Trafo Ecológico, que utiliza óleo isolante de babaçu em transformadores elétricos. A patente do produto já foi solicitada ao INPI. São apresentados mais detalhes do projeto no capítulo 7. 10. Pesquisa Abradee - A Eletrobras Distribuição Piauí se destacou como uma das seis distribuidoras, entre as 31 com mais de 500 mil consumidores, que reduziu em mais de 10% os indicadores DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor) e FEC (Frequência Equivalente de Interrupção por Consumidor), em pesquisa efetuada em 2012 pela Associação Brasileira de Empresas Distribuidoras de Energia Elétrica (Abradee). A redução desses indicadores é decorrente de gestão voltada para resultados, além de investimentos contínuos em construção, ampliação e modernização do sistema elétrico do estado.

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04 Comercialização As distribuidoras da Eletrobras atendem a uma população de 12,6 milhões de habitantes, na sua maioria de baixa renda. Cerca de 20% encontra-se abaixo da linha extrema de pobreza. A área territorial totaliza 2,37 milhões de km² (5,3 hab/ km²), o que corresponde a 27,8% do território nacional. Essa área é equivalente à soma da área territorial da França, Espanha, Noruega, Alemanha, Itália e Reino Unido. Em 2012, o mercado faturado foi de 15.236 GWh, com alta de 12,1% em relação a 2011. Considerando que nos últimos anos o mercado vinha avançando numa taxa de 7% ao ano, o aumento é expressivo, levando em conta o período de baixo crescimento econômico. Em 2012, o crescimento do PIB não superou 1%. O mercado brasileiro de eletricidade cresceu 3,6%. Esse expressivo crescimento pode ser atribuído à dinâmica do mercado das regiões atendidas e ao plano de recuperação das perdas, com o sucesso das ações de fiscalização e de regularização de unidades consumidoras. As melhorias no processo de faturamento, com a cobrança da energia não faturada nos anos anteriores, também são responsáveis pelo desempenho positivo. A adição de novos consumidores ao mercado foi igualmente expressiva, com a incorporação de 138 mil novas unidades consumidoras, totalizando 3,65 milhões, alta de 3,9% em 2012. O avanço é fruto das ações de regularização de ligações clandestinas, do Programa Minha Casa Minha Vida e do Programa Luz para Todos, adicionalmente ao crescimento vegetativo do mercado. É importante registrar a perda de consumidores do mercado cativo para o mercado livre no Piauí, Rondônia e Acre. Caso esse evento não tivesse ocorrido, a taxa de crescimento do mercado faturado passaria dos 12,1% para 13%. Todas as classes de consumo tiveram crescimento, com destaque para a rural, com taxa de 20,9%, bastante influenciada pela atividade de irrigação, tendo em vista a seca histórica ocorrida no Nordeste e ao clima extremamente quente verificado em todas as áreas de concessão. A classe de consumo que apresentou menor crescimento foi a industrial, com taxa de 5,6 %, por conta dos efeitos negativos da queda da produção em Manaus e da migração de consumidores para o mercado livre. A carga de energia consolidada cresceu 7,8% e as perdas totais reduziram de 34,28% para 31,01%, aumentando a margem entre a Energia Comprada e a Energia Faturada em todas as distribuidoras.

Com a carga de energia crescendo 8,1%, os destaques foram as ações de combate às perdas, que reduziram de 29,9% em 2011 para 27,0% em 2012.

Alagoas

Com um crescimento do mercado faturado de 9,5%, os destaques ficaram com as classes comercial (16,8%) e residencial (12,2%). O destaque negativo ficou com a classe industrial (2,3%), provocado pelo fraco desempenho do Polo Industrial de Manaus, que apresentou queda acentuada no volume de produção, influenciada pelo baixo crescimento da economia. A carga de energia avançou 5%, frente ao crescimento de 9,5% do mercado. O resultado é fruto das ações de combate às perdas, que reduziram de 41,8% em 2011 para 39,1% em 2012.

Com um crescimento do mercado faturado de 13,3%, os destaques ficaram com a classe industrial (23,2%), por conta da expansão da Braskem, e com a classe rural (37,2%), em função da atividade de irrigação devido à forte seca. Na iluminação pública (14,3%), o crescimento está diretamente associado à atualização da base cadastral que está em andamento. É importante ressaltar o dinamismo das atividades econômicas na região de Arapiraca, que vem se transformando num importante polo de agronegócio, comércio e serviços no estado.

Piauí

O destaque foi a alta de 14,2% do mercado faturado, com a classe rural crescendo 26,1%. A homogeneidade do crescimento em todas as demais classes foi também um ponto importante no Piauí. Atribuímos ao dinamismo da economia, com a capital Teresina consolidando-se como polo de comércio e serviços de uma vasta região do Nordeste e do Centro-Oeste, com o desenvolvimento do agronegócio. O mercado cativo da classe industrial recuou 7,1%, fruto da migração de três grandes consumidores para o mercado livre. No total, o mercado de energia elétrica da área de concessão cresceu 16,5%, em comparação com 2011. Deve-se destacar também a incorporação de 52.028 novos clientes, boa parte deles do Programa Luz para Todos, resultando em uma taxa de crescimento de 5,2% no número de consumidores. Com a carga de energia crescendo 12,1% diante de um mercado que avançou 16,5%, os destaques também foram as ações de combate às perdas, que reduziram de 33,0% em 2011 para 30,3% em 2012. Roraima

Em Roraima, com um crescimento do mercado faturado de 12,7%, a classe rural foi o destaque, com alta de 72,4%, tendo em vista o clima seco e a ampliação do número de consumidores por meio do Programa Luz Para Todos. Com a atividade econômica dependente, basicamente, dos poderes públicos, as classes residencial e comercial apresentaram crescimento de 13,6% e 14,6%, respectivamente, fruto do aumento da renda familiar e do uso do ar condicionado devido ao forte calor. Registramos também o expressivo crescimento de 63,6% do suprimento à Companhia Energética de Roraima (CERR), distribuidora de Roraima que atua em 14 municípios do interior do estado. A carga de energia do mercado próprio cresceu 8,5%, diante da alta de 12,7% do mercado faturado. O resultado vem das ações de combate às perdas, que reduziram de 15,8% em 2011 para 12,2% em 2012. Amazonas

Empresas de Distribuição da Eletrobras

Rondônia

Acre

A concessionária de Rondônia, que apresentou alta de 14,4% no mercado faturado, se destacou entre as distribuidoras. As classes residencial (21,2%) e comercial (14,3%) foram as que mais contribuíram para o desempenho positivo. A dinâmica da economia do estado, com a construção das usinas hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau e a expansão do agronegócio, é a grande responsável por esse crescimento. Esses dois processos têm produzido um aumento do fluxo migratório populacional e, consequentemente, um desenvolvimento do setor imobiliário local. Os reflexos desta dinâmica são visíveis na demanda por energia elétrica em todas as regiões de Roraima. Com um crescimento da carga de energia de 8,6% e de 14,4% no mercado faturado, o destaque ficou com as ações de combate às perdas, que reduziram de 27,6% em 2011 para 22,7% em 2012, o maior índice verificado em todas as distribuidoras.

Com um crescimento do mercado faturado de 12,1%, o destaque ficou com as classes comercial (18%) e de iluminação pública (16,1%). Registramos o crescimento de 284% do mercado livre, com a migração de dois consumidores da classe comercial. A classe residencial, que representa 44,5% do mercado próprio, apresentou um crescimento de 9,1% em relação ao ano de 2011. A carga de energia cresceu 9,2%, frente ao aumento do mercado de 12,1%. O resultado é fruto das ações de combate às perdas, que reduziram de 23,4% em 2011 para 21,0% em 2012.

Eletrobras Distribuição Consumidores x área x mercado

Total Brasil x Eletrobras Distribuição 100

71.116.391

(100%)

8.514.876

(100%)

Total Eletrobras Distribuição x EDEs

EDE Amazonas Energia

448.293

(100%)

5.491

1.062.094

EDE Roraima (Boa Vista)

EDE Piauí

(1,22%)

(1,49%)

80 3.007

949.822

(1,34%)

1.559.159

(18,31%) 251.577 777.858

40 (26,38%) 3.653.609

(5,14%) Número de Consumidores

Brasil

Eletrobras

EDE Rondônia 15.236

EDE Acre

EDE Alagoas

(3,4%) Área de Concessão (km2)

Mercado (GWh)

Rondônia

Alagoas

Amazonas

Roraima

Piauí

Consumo Próprio Total NCR - no Consumidores Residenciais (Un.) NCT - no Consumidores Total (Un.) Consumo Total (MWh) Consumo Interno Usinas (MWh) Suprimentos (MWh) Consumo Livre (MWh) Perdas (MWh) Cargas de Energia (MWh) Índ. de Perdas Consolidado (%)

164.123

(0,77%)

(1,93%)

222.570

27.768

(0,33%)

812

(0,31%) 92.712

5.687

585

Número de Consumidores 3.653.609 (5,14%)

(0,07%) Área de Concessão 2.294.905 km2 (26,38%)

18 Empresas de Distribuição da Eletrobras

2011

2012

4.905.910 2.977.526 2.873.873 586.376 1.105.791 520.027 590.520

5.564.718 3.143.748 3.316.135 708.802 1.240.454 590.901 643.324

13,4 5,6 15,4 20,9 12,2 13,6 8,9

26.171 13.586.142 2.965.428 3.515.706 13.586.142 111.586.142 167.133 104.308 7.260.554 21.224.990 34,2

(0,59%)

548.553

EVOLUÇÃO DO CONSUMO FATURADO E NÚMERO DE CONSUMIDORES

Residencial Industrial Comercial Rural Poderes Públicos Poderes Públicos Serviços Públicos

2.628

(2,79%)

Os principais dados de mercado consolidados são apresentados abaixo:

Total

(0,61%)

(1,09%)

(0,13%) Acre

2.713

237.591

2.294.905

(2,95%)

(0,67%)

28.193 15.236.276 3.102.431 3.653.756 15.236.276 142.057 224.169 194.276 7.081.270 22.872.413 31,0

7,7 12,1 4,6 3,9 12,1 27,2 34,1 86,3 -2,5 7,8

(0,18%) (0,13%)

Mercado 15.236 GWh (3,4%)

Energia Vendida (GWh) 16.000 14.000 12.000 10.000 8.000 6.000 4.000 2.000 0 Acre 2011

Alagoas

Amazonas

Piauí

Rondônia

Roraima Total (GWh)

2012

Disponibilidade 2012 (MWh)

Acre Alagoas Amazonas Piauí Rondônia Roraima Total

Carga de Energia

Energia Contratada

Energia Gerada

ACR

Outros

Total 1

Total

1.108.284 4.328.781 2.546.542 4.082.431 3.760.241 843.153

% Sobre Contratação

Energia Liquidada no ACR

1.056.286 4.262.313 9.077.988 3.929.668 3.633.577 782.321

16.068 --6.540.342 --15.155 ---

940.886 4.328.781 8.896 4.082.431 585.402 ---

167.398 --2.537.646 --3.174.839 843.153

1.124.352 4.328.781 9.086.884 4.082.431 3.775.396 843.153

6,44 1,56 0,10 3,98 3,90 7,78

137.353 65.801 8.896 152.763 -215.286 0

22.742.153

6.571.565

9.946.396

6.723.036 16.669.432 23.240.996

2,19

149.527

Parte da carga de energia que atendeu ao mercado faturado e cobriu as perdas técnicas e comerciais foi gerada pelas próprias empresas (28%), que ainda precisaram contratar uma parcela de terceiros e do Ambiente de Contratação Regulada – ACR (72%). Da energia contratada, a maior parte, 57%, foi proveniente do ACR. No cômputo geral, a energia disponibilizada foi 2,19% maior do que a carga de energia. A energia contratada no ACR e não consumida pelo mercado foi liquidada no mercado de

curto prazo gerido pela CCEE. No caso da concessionária de Rondônia, embora tenha havido uma sobrecontratação, a empresa teve que adquirir energia no mercado de curto prazo. Isso aconteceu porque o contrato com a Termonorte ainda não foi homologado pela Aneel e, portanto, não está sendo contabilizado na CCEE. A seguir os dados de energia faturada por concessionária em 2011 e 2012 por classe de consumo:

Eletrobras Amazonas Energia

Eletrobras Distribuição Acre

Energia faturada 2011 E 2012

Residencial Industrial Comercial Rural Poderes Públicos Iluminação Pública Serviço Público Consumo Próprio Total (GWh)

2011 1.386 1.775 1.010 59 453 121 198

2012 1.555 1.816 1.180 69 498 138 221

% 12,2 2,3 16,8 17,3 9,9 14,3 11,2

5.015

5.491

9,5

8,9

Residencial Industrial Comercial Rural Poderes Públicos Iluminação Pública Serviço Público Consumo Próprio Total (GWh)

2011 332 38 160 35 103 32 23

2012 362 44 189 39 126 37 15

% 9,1 15,5 18 10 21,7 16,1 -36,8

724

812

12,1

3,8

Empresas de Distribuição da Eletrobras

Eletrobras Distribuição Alagoas

Eletrobras Distribuição Piauí

Energia faturada 2011 E 2012

Residencial Industrial Comercial Rural Poderes Públicos Iluminação Pública Serviço Público Consumo Próprio

2011 1.018 474 564 153 132 136 173

2012 1.095 584 633 210 139 156 186

% 7,5 23,2 12,3 37,2 5,4 14,3 17,5

2.655

3.007

13,3

Total (GWh)

Residencial Industrial Comercial Rural Poderes Públicos Iluminação Pública Serviço Público Consumo Próprio

2,3

2011 1.029 245 491 102 172 128 131

2012 1.194 228 572 129 204 145 152

% 16,1 -7,1 16,5 26,1 18,5 13,4 16

2.302

2.698

14,2

2011 266 13 121 7 74 21 17

2012 298 14 138 13 79 23 18

% 12,1 13,6 14,6 72,4 7,6 13,2 5,3

519

585

12,7

Total (GWh)

Eletrobras Distribuição Rondônia

Eletrobras Distribuição Roraima

Energia faturada 2011 E 2012

Residencial Industrial Comercial Rural Poderes Públicos Iluminação Pública Serviço Público Consumo Próprio

2011 875 432 527 230 172 83 48

2012 1.061 457 603 249 195 92 52

% 21,2 5,8 14,3 8,6 13,3 11 8,8

2.371

2.713

14,4

Total (GWh)

Residencial Industrial Comercial Rural Poderes Públicos Iluminação Pública Serviço Público Consumo Próprio

5,4

Total (GWh)

17,1

-2,4

4.1 Principais Indicadores 4.1.1 Perdas Totais (média móvel 12 meses, em %)

Perdas totais Por empresa x ano 45

42,68 42,37

2010

2009

2011

2012

Índices melhores

Perdas totais geral

Índices melhores

Consolidado 37

41,84 39,06

35 31,4 31,15 29,95

26,20

36,03

24,48 23,42 20,97

35,16 35

15 10

34,28

00 Acre

Amazonas

Alagoas 33

40 35

35,46

33,51 33,06

30,35

31,56 29,08 27,78

32 22,82

17,08 16,14

31,01

15,28 12,26

10 05 30

00 Piauí

20 Empresas de Distribuição da Eletrobras

Rondônia

Roraima

2009

2010

2011

2012

4.1.2 Inadimplência (Estoque Inadimplência Ativa / Faturamento de 12 meses, em %) Inadimplência Por empresa x ano

2009

2010

2011

Índices melhores

2012

Inadimplência geral

Índices melhores

Consolidado 25

35 30 25 20 15

11,9

21,0

20,8 20,04 20,7

19,5

18,8

17,7

18,8

15,5

14,8

18,9 17,3

11,2

10 15

05 00 Amazonas

Acre

Alagoas

32 30,4

29,2

27,2

25,4

16,5

18,9 18,4

21,5

20,3

15 10 05

00 Piauí

Rondônia

Roraima

2009

4.2 Plano de Combate às Perdas de Energia Elétrica

As ações para redução das perdas de energia, realizadas em 2012, propiciaram a redução de 3,27 pontos percentuais no índice de perda total, resultado expressivo em comparação com anos anteriores. O gráfico abaixo apresenta a evolução do índice de perdas anualizado e consolidado das distribuidoras em relação à energia injetada. Índice de Perdas Anualizado em Relação à Energia Injetada

37% 36% 35% 34% 33% 32% 31% 30% abr 09

jul 09

out 09

jan 10

abr 10

jul 10

out 11

jan 11

abr 11

2011

2012

Neste período temos as seguintes fases: a) Em 2009, tivemos uma trajetória de perdas com crescimento de um ponto percentual, alcançando o patamar de 36%. Em seguida, houve uma redução do mesmo percentual em 2010, alcançando 35%. b) Leve redução de cerca de um ponto percentual em 2011, permanecendo praticamente constante. c) Forte redução em 2012, saindo do patamar de 34% para o patamar de 31%. Esta redução ocorreu devido aos resultados obtidos com as ações de combate às perdas não técnicas. As principais medidas estão descritas abaixo:

38%

jan 09

2010

jul 11

out 11

jan 12

abr 12

jul 12

out 12

nov 12

dez 12

Evolução das perdas de energia das distribuidoras de 2009 a 2012

Ações de Combate às Perdas Não Técnicas Medidas de Inspeção e de Regularização Contratação de esforço adicional dos serviços de campo de inspeção e regularização das unidades consumidoras, além da adequação da estrutura de retaguarda, tendo como objetivo a correta apuração e a cobrança da energia deixada de faturar. Com tais medidas adotadas foi possível recuperar cerca de 340 GWh com a conclusão de 72 mil processos de irregularidade de medição. Adicionalmente, foram regularizadas 194 mil unidades consumidoras, que agregaram ao faturamento aproximadamente 850 GWh. A tabela a seguir apresenta, de forma consolidada, as metas previstas e os resultados alcançados. Destacamos que os montantes de energia recuperada e agregada foram superiores ao planejado, com despesas inferiores aos valores previstos.

Empresas de Distribuição da Eletrobras

Evolução do programa de inspeção e regularização em 2012

Ações de Combate às Perdas de Energia

Medidas de Inspeção

Consolidado

Número de Operações

Meta - até dezembro Realizado - até dezembro Realizado - Meta Anual %

616.380 575.077 93,30%

Despesa (R$ x 1.000)

Meta - até dezembro Realizado - até dezembro Realizado - Meta Anual %

48.609 27.240 56,4%

Energia (MWh) Recuperada

247.270 Meta - até dezembro 335.762 Realizado - até dezembro Realizado - Meta Anual % 135,79%

Medidas de Regularização

Registro de Ações de Inspeção

Consolidado

Número de UC Regularizadas

Meta - até dezembro Realizado - até dezembro Realizado - Meta Anual %

223.412 193.599 86,66%

Energia (MWh) Agregada

Meta - até dezembro 350.785 Realizado - até dezembro 850.372 Realizado - Meta Anual % 242,42%

Registro de Ações de Inspeção

Melhorias no Processo de Faturamento

Com o aprimoramento do processo de crítica das leituras dos medidores e reorganização do processo de faturamento, contabilizamos um incremento de energia faturada de 292 GWh em 2012. Esta medida apresentou baixo custo e alta eficácia.

acrescentar 32 GWh ao faturamento de 2012, com a realização do recadastramento de cerca de 20% dos pontos de iluminação, onde encontramos uma desatualização da ordem de 50%. Apresentamos a seguir as ações planejadas para o período 2013/2015: Medidas de Inspeção e de Regularização

Recadastramento da Carga de Iluminação Pública

Essa atividade vem sendo executada através de empresas especializadas, com início em todas as empresas a partir de setembro de 2012 e com prazo de conclusão até o fim de 2013. Foi possível

Está prevista a continuidade das atividades num volume suficiente para o alcance das metas de perdas, com foco nos imóveis residenciais de médio e grande porte e nas atividades produtivas, conforme tabela a seguir:

Medidas de inspeção e regularização 2013 a 2015 Ações operacionais

Descrição da ação

2013

2014

2015

Total

Medidas de Inspeção

Número de operações Despesa (R$ mil) Energia Recuperada (MWh)

550.000 53.470 211.346

550.000 58.817 147.942

550.000 64.699 103.559

550.000 176.986 462.847

Medidas de Regularização

Número de Unidades Consumidores Investimento (R$ mil) Energia Agregada (MWh)

152.889 184.002 285.684

107.022 202.402 199.978

79.915 222.642 139.985

334.826 609.047 625.647

22 Empresas de Distribuição da Eletrobras

Recadastramento Comercial

Projeto 3 - Automação da Medição dos Alimentadores

Está em andamento a licitação para o recadastramento de todas as unidades consumidoras nas áreas de concessão, com recursos do Banco Mundial, num orçamento de R$ 36 milhões. O prazo de início está previsto para agosto de 2013 e de conclusão para janeiro de 2015.

Contempla a instalação de 680 novos pontos de telemedição nos alimentadores, com o objetivo de aprimorar as informações utilizadas no Balanço Energético, contribuindo, entre outros benefícios, para a maior precisão na localização das perdas de energia.

Melhorias Operacionais de Faturamento

Projeto 4 - Regularização de Unidades Consumidoras em Áreas de Alta Complexidade Social

Diversas melhorias de caráter contínuo estão em andamento, tais como o aprimoramento e extensão do sistema de faturamento e leitura simultânea para todas as empresas, melhorias no processo de crítica de leituras e redução do faturamento pelo custo de disponibilidade. Adequação das Medições da MT

Está em andamento, com prazo de conclusão para 2013, a instalação de 2.475 conjuntos de medição externa encapsulada, num investimento da ordem de R$ 30 milhões. O objetivo é certificar as medições de consumo em unidades consumidoras da média tensão. Projeto Energia +

Este projeto destina-se à melhoria dos sistemas elétricos, atualização tecnológica da medição e reforço institucional das distribuidoras da Eletrobras. A atualização tecnológica da medição envolve, entre outras ações, a implantação de uma infraestrutura de medição avançada, composta por sistemas eletrônicos de medição e de comunicação, bem como de um software para coleta e monitoramento remotos da medição. Esta infraestrutura auxiliará as empresas na detecção de perdas de energia, capacitando-as ao desenvolvimento de ações mais eficazes ao seu combate e controle. Assim, é esperado que as distribuidoras reúnam as condições necessárias para uma redução acentuada dos seus elevados níveis de perdas, contribuindo não só para a melhoria financeira e operacional da concessionária, como também para o aumento da qualidade do serviço e a modicidade tarifária. A seguir apresentamos uma breve descrição dos cinco projetos com financiamento do Banco Mundial, que prevê a implantação de uma infraestrutura avançada para telemedição e blindagem da rede em cerca de 700 mil unidades consumidoras. O investimento total é de cerca de R$ 640 milhões. Projeto 1 - Automação da Medição na MT e de Grandes Clientes de BT

Contempla a implantação de 130 mil pontos de telemedição e supervisão em unidades consumidoras de média tensão (MT) e baixa tensão (BT) das distribuidoras. Está prevista a implantação de um centro de medição em Brasília, com o objetivo de supervisionar todas as unidades consumidoras atendidas em média tensão, além das unidades trifásicas de baixa tensão com consumo médio acima de 600 kWh/ mês. Projeto 2 - Substituição de Medidores Obsoletos

Contempla a substituição de 240 mil medidores eletromecânicos com mais de 15 anos de uso por medidores eletrônicos, bem como a instalação de ramais de ligação com cabo concêntrico para as unidades consumidoras monofásicas e ramais multiplexados para as polifásicas.

Este projeto, considerado fundamental no combate às perdas, contempla a regularização de aproximadamente 300 mil unidades consumidoras, utilizando as tecnologias de cabos cobertos ou protegidos na rede de média tensão, isolados na baixa tensão e ramais de serviço blindados com caixas de medição adequadas. Os benefícios esperados são:

a) Dificultar as derivações para desvio a partir de rede em via pública e nos ramais de serviço. b) Adequar as redes em avenidas e ruas, responsáveis atualmente pela péssima imagem das grandes cidades. c) Reduzir os índices de duração e frequência dos desligamentos, assim como o de queima de transformadores. d) Aumento da segurança para os eletricistas e público em geral. e) Melhoria da imagem das empresas. Projeto 5 - Automação da Medição em Condomínios Horizontais e Verticais

Este projeto atenderá 25 mil unidades consumidoras em condomínios horizontais e verticais por meio de uma infraestrutura de medição avançada, empregando equipamentos de telemedição e monitoramento. De forma resumida, a tabela a seguir demonstra os investimentos dos projetos para o triênio 2013 a 2015, além dos respectivos prazos de execução e previsão de início. Investimentos, prazos e previsão de início do Projeto Energia + Projeto Energia +

Automação da Medição na MT e Grandes Clientes de BT

Investimentos Prazo de Previsão Estimados Execução de Início (R$ x 1.000)

344.653

18 meses dez/2013

Substituição de Medidores Obsoletos

38.014

18 meses mai/2013

Automação da Medição em Alimentadores

11.292

12 meses

Regularização de UC em Áreas de Alta Complexidade Social

176.889

Automação de Condomínios Horizontais e Verticais

30.480

Total

set/2013

12 meses out/2013

12 meses

jul/2014

601.327

Empresas de Distribuição da Eletrobras

Com base nas ações de redução de perdas mencionadas, a tabela abaixo apresenta a projeção da trajetória de perda total do conjunto das distribuidoras. Metas das Perdas Consolidado

Percentual de Perdas Globais sobre Energia Injetada

2013

2014

2015

25,23%

20,85%

18,85%

4.3 Atendimento ao Cliente

A partir de novembro de 2012, a Eletrobras investiu na modernização do seu call center, que passou a contar com tecnologia utilizada pelas mais modernas centrais de atendimento do país, possibilitando a operação integrada entre as empresas. Há uma base operacional situada em cada uma das capitais dos estados onde as empresas atuam, e outra em Brasília, que centraliza parte

24 Empresas de Distribuição da Eletrobras

das operações de todas as distribuidoras da Eletrobras. Assim, através do ganho em escala, possível com a integração entre as centrais, os clientes têm acesso a um atendimento ágil e de maior qualidade, propiciada pela centralização e unificação dos procedimentos comerciais. Essa integração entre as bases operacionais, ilustrada na página seguinte, é realizada através da instalação de links telefônicos e de dados, não implicando em custos adicionais, se comparada ao modelo anterior de operações isoladas. Além dos benefícios anteriormente indicados, a integração possibilita a contingência das operações de call center, agregando maior confiabilidade e segurança ao processo. Desse modo, caso apresente problemas de acesso a qualquer das centrais, ocasionados por greves, eventos da natureza, como enchentes e alagamentos, ou mesmo acidentes, as ligações dos clientes da empresa associada à central serão transferidas de modo automático para qualquer uma das demais centrais, sem afetar a disponibilidade dos serviços aos clientes.

Empresas de DistribuiĂ§ĂŁo da Eletrobras

www.eletrobras.com

26 Empresas de DistribuiĂ§ĂŁo da Eletrobras

05 Operação 5.1 Principais Indicadores 5.1.1 Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - DEC (em horas) DEC

Por empresa x ano 80 70

2009

2010

2011

Índices melhores

2012

DEC Geral

Índices melhores

Consolidado 42

72 66

25 21

21 40

00 Amazonas

Acre

Alagoas

39,3

60 50 40

42 34

38,68

37 32

30 20

10 00

12 37

Piauí

Rondônia

Roraima

2009

2010

2011

2012

Empresas de Distribuição da Eletrobras

5.1.2 Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - FEC (em número de vezes) FEC

Por empresa x ano

2010

2009

2011

Índices melhores

2012

Índices melhores

Consolidado 35

70 60

60 50

FEC Geral

55 51

44 40

30 20

10 00 Amazonas

Acre

Alagoas

60 50 40

44 33

31,40 30

31 29

10 00

30 Piauí

Rondônia

Roraima

2009

2010

2011

2012

5.1.3 PMSO/ROL (Despesas com Pessoal, Material, Serviços de Terceiros e Outras/Receita Operacional Líquida, em %. Despesas não incluem aluguel das máquinas para geração de energia elétrica e receita operacional não inclui a receita de construção.)

PMSO/ROL

Por empresa x ano

2009

2010

2011

Índices melhores

2012

Índices melhores

Consolidado 46

70 60

60 50

PMSO/ROL Geral

55 51

44,6

43,9

30 20

10 00 Amazonas

Acre

Alagoas

38,4

70 60 50 40 30

38 44 33

10 00

34 Piauí

28 Empresas de Distribuição da Eletrobras

Rondônia

Roraima

2009

2010

2011

2012

5.2 Gerenciamento da Força de Campo

Alcançar melhores resultados na prestação de serviços é uma busca contínua em todas as distribuidoras da Eletrobras. Diante dos desafios de melhoria na eficiência, máxima utilização dos recursos e maior produtividade das equipes de campo, a Eletrobras está implantando um Sistema Integrado de Automação de Equipes de Campo.

O objetivo principal deste sistema é controlar toda a operação de suas equipes e prover informações gerenciais através de medições individuais de performance. Atender com menor custo, maior qualidade e gerar maior satisfação ao cliente é um dos principais motivadores para a implantação do sistema que, de forma macro, visa a integração apresentada abaixo de forma automatizada:

Tecnologia de Ponta

O sistema dispõe de uma arquitetura que aplica tecnologia de ponta em TI, hardware e software de última geração e meio de comunicação hibrido, buscando utilizar prioritariamente recursos de melhor custo/benefício.

Empresas de Distribuição da Eletrobras

Principais Funcionalidades

O sistema dispõe de várias funcionalidades para diferentes etapas do processo de gestão de equipes de campo: • Controle das escalas de trabalho – Possibilita o planejamento eficaz de homem/hora (HH) de acordo com demandas de serviços, visando adequar o dimensionamento ótimo e econômico de equipes para o volume de trabalho.

• Programação e roteirização do despacho em ambiente georeferenciado – Função principal para otimizar os deslocamentos, reduzindo custos com frota, homem/hora em trânsito e, principalmente, menores tempos de atendimento. Além disso, o sistema possui recurso para delimitar áreas de atuações das equipes e visualização dos percursos e trajetos realizados.

30 Empresas de Distribuição da Eletrobras

• Agendamento, envio e reenvio de ordens de serviço técnicos e comerciais – Gestão de todas as demandas dos clientes de forma integrada e em um único ambiente, visando agrupar serviços de uma mesma região e, com isso, garantir o atendimento do maior volume de serviços por equipe.

• Monitoramento online das atividades de campo. • Controle ativo das principais etapas de trabalho de uma equipe, como chegada ao turno, deslocamentos, execuções, desvios e intervalos. Além dessas principais funcionalidades, o sistema permite controles de atividades de apoio, mas não menos importantes, como: • Controle de frota. • Controle de aplicações e retiradas de materiais. • Controle de velocidade e deslocamento das equipes. • Controle de horas trabalhadas e extras.

• Reduzir força de campo. • Reduzir horas extras e sobreaviso. Espera-se também que a implantação do Sistema de Automação da Força de Campo seja um divisor de águas na gestão das equipes de campo para a obtenção de resultados de alta performance de produtividade, eficiência e utilização. O objetivo principal é a melhoria dos indicadores operacionais e redução de custos na ordem de R$ 18 milhões no primeiro ano de implantação.

Resultados Esperados

Com as diversas funcionalidades apresentadas e disponibilizadas pelo novo Sistema de Gestão da Força de Campo, as distribuidoras da Eletrobras esperam obter melhores resultados em seus principais indicadores operacionais, listados abaixo: • Aumento da eficiência e utilização das equipes de campo, proporcionando até 30% de aumento na produtividade global. • Garantir melhoria na performance das equipes de campo, com redução dos tempos médios de atendimento. Com menores tempos de atendimento, será possível garantir menores tempos de interrupções e, com isso, menor DEC e menores compensações. Além dos principais indicadores operacionais, o ganho de produtividade das equipes de campo irá permitir “fazer mais por menos”, com isso se espera: • Aumentar o volume de serviços preventivos no sistema elétrico.

Empresas de Distribuição da Eletrobras

5.3 Centro de Operação Integrado

Centro de Operação – MANAUS-AM

Os investimentos realizados na Gestão da Força de Campo, aliados aos da automação de redes e subestações, tornam realidade a criação do Centro de Operação Integrado (COI). Para garantir soluções rápidas e eficazes, o COI passa a ser responsável por coordenar o atendimento em campo de todo e qualquer serviço, seja técnico ou comercial, explorando as sinergias disponíveis pelas equipes de campo. Com isso, as empresas reduzem o tempo de deslocamento e de espera. Com uma visão de todas as demandas e de todos os recursos disponíveis, a interação entre equipes comerciais, técnicas emergenciais e de combate às perdas, mais equipes nas ruas serão disponibilizadas, permitindo maior flexibilidade e agilidade em atendimentos de serviços emergenciais de grande abrangência. O principal objetivo é gerar soluções rápidas e eficazes para os serviços prioritários e otimizar todos os demais atendimentos, visando a redução de custos operacionais.

• • • • • • • • •

Resumo das Funcionalidades e Principais Benefícios

• Otimizar escalas de trabalho, visando eficientizar a operação e reduzir as estruturas de operação no interior. • Reduzir investimentos para se garantir a continuidade no fornecimento de energia para o Centro de Operação Integrado (COI), de forma ininterrupta (sistemas essenciais Vca e Vcc). • Controlar equipes de campo de qualquer ponto, com acesso à rede de comunicação. • Possibilitar a criação de perfis e grupos de empregados com diferentes acessos e prioridades, aumentando o controle sobre o processo. • Permitir ter uma vista de toda a distribuição de energia da empresa, em um único local. • Permitir comunicação via dados e voz - como emergência 32 Empresas de Distribuição da Eletrobras

•

e exceção - em todas as equipes de campo com um único centro de operação. Reduzir custos para manter infraestruturas descentralizadas. Reduzir custos de pessoal com a centralização e otimização de despacho, com a utilização de tecnologia de ponta e melhores escalas de trabalho. Melhorar a gestão de crise proporcionada por desastres naturais, utilizando equipes integradas com um só objetivo. Melhorar os indicadores operacionais, com a utilização de estruturas sinérgicas. Permitir maior flexibilidade operacional, com a utilização de subestação móvel adquirida por todas as empresas. Permitir maior facilidade na capacitação dos operadores. Permitir maior facilidade na implantação de procedimentos padrões. Permitir maior quantidade de serviços em linha viva. Permitir maior produtividade das equipes por conta da maior capacidade de despacho do COI. Melhorar a gestão de pré e pós-operação.

5.4 Automação do Sistema de Distribuição

Este projeto visa incorporar equipamentos de automação ao sistema de distribuição e explorar funcionalidades dos sistemas supervisórios da automação (SCADA). O objetivo é dar suporte a um comportamento self healing da rede elétrica, integrando funções de aquisição de dados, processamento em tempo real e controle remoto de ativos da rede de distribuição. O sistema self healing (auto-regenerável ou auto-recuperável) tem como objetivo detectar, analisar, responder e restaurar falhas na rede elétrica com ações do Centro de Operação Integrado (COI) e, futuramente, de forma automática. A ideia é utilizar informação em tempo real gerada por

chaves remotas, religadores, sensores de falta, medições remotas de grandes clientes para responder aos problemas da rede de modo reativo - quando já ocorreu a degradação do serviço- ou proativo - ainda sem restrição ao serviço contratado. Com isso, é possível evitar ou mitigar automaticamente desligamentos intempestivos e problemas com a qualidade de energia e a descontinuidade de serviços. Modelo Atual

Sistemas radiais ou em anel, sem utilização de equipamentos automatizados em grande escala. Diante de uma falha, o restabelecimento no fornecimento se faz necessário com os principais passos que se seguem: • Identificação da falta de energia por um operador local, quando em subestação ainda não automatizada. • Envio de equipe para localizar a falta de energia em todo o percurso da rede primária que não possui proteção específica. • Após localização de defeito, envio de várias equipes para isolar trecho do defeito ou falha. • Envio de equipes para realizar manobras de transferência de carga. Essas manobras apresentam muitas vezes necessidade de desligamento de alimentadores limítrofes, que irão assumir maiores blocos de carga do alimentador desligado. Modelo em Implantação

Diante da aplicação de novos ativos elétricos no sistema de distribuição (religadores, chaves remotas, sensores de falta), o restabelecimento do sistema elétrico se estabelece conforme os principais passos:

• O desligamento ocorrerá apenas na parte defeituosa do alimentador elétrico. • A princípio, o COI irá atuar de forma remota na recomposição do alimentador. • Imediatamente e em paralelo com as ações acima, o COI solicita equipe de campo para se direcionar para o trecho do alimentador com o defeito/falha, inclusive informando a localização provável do mesmo, visto possuir informações relevantes para localização do defeito/falha (corrente de curto-circuito, fases envolvidas, entre outros). Principais Ganhos

O principal ganho da aplicação de automação de rede é a redução de abrangência de falhas e redução dos tempos de restabelecimento, impactando de forma significativa e positiva nos indicadores de continuidade - DEC e FEC, e nas compensações pagas por Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora - DIC; Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora FIC; e Duração Máxima de Interrupção Individual por Unidade Consumidora - DMIC. Outros benefícios listados abaixo: • Reflexo imediato na satisfação do cliente. • Ganhos significativos na recomposição da rede elétrica em sistemas ilhados. • Possibilidade de ações mais rápidas em reconfiguração da rede, visando melhoria na qualidade de energia. • Liberação de equipes de campo para outras atividades, com introdução de manobras automáticas sem a necessidade de intervenção.

Empresas de Distribuição da Eletrobras

www.eletrobras.com

34 Empresas de DistribuiĂ§ĂŁo da Eletrobras

06 Expansão O planejamento da expansão dos sistemas elétricos é um processo básico e importante para execução da atividade de distribuição de energia elétrica. A avaliação do desempenho elétrico do sistema atual e a simulação do seu desempenho futuro permitem a avaliação de alternativas para o desenvolvimento do sistema, de forma a atender as características de crescimento do mercado consumidor. O efeito empresarial mais imediato é refletido no nível econômico e financeiro, seja na escolha dos projetos com maior retorno, ao não pagamento de multas, ou na maximização do atendimento do mercado. Na atividade de distribuição de eletricidade, podemos dividir os períodos de estudos de planejamento em curto prazo (um ano), médio prazo (cinco anos) e longo prazo (dez anos). Esses estudos e suas soluções também são divididos em função da tensão elétrica, sendo a baixa tensão abaixo ou igual a 1 kV; a média tensão entre 1 kV e 69 kV; e a alta tensão igual ou acima de 69 kV. Os estudos técnicos que suportam o planejamento são realizados de forma contínua ao longo do ano e são consolidados em Planos de Expansão dos Sistemas Elétricos. Ao longo de 2012, foram realizados os seguintes estudos e planos dentro

Descrição

Alagoas Número de subestações Potência instalada (MVA) LD 69kV (km) Número de alimentadores Descrição

Piauí Número de subestações Potência instalada (MVA) LT 230 kV (km) LD 138 KV (km) LD 69kV (km) Número de alimentadores

do Grupo de Planejamento das Empresas Distribuidoras da Eletrobras – GPLAN: 1. Plano Decenal de Expansão da Alta Tensão. 2. Plano Quinquenal de Expansão da Média e Baixa Tensões. 3. Plano de Desenvolvimento da Distribuição. 4. Estudo de Superação de Equipamentos. 5. Estudos de Acesso à Rede de Distribuição. 6. Estudos de Expansão da Rede Básica. Além disso, em 2012 foram realizadas outras atividades de grande importância para o desenvolvimento dos sistemas elétricos das empresas: 1. Padronização de projetos de expansão da alta, média e baixa tensões. 2. Definição de critérios únicos para os estudos de expansão. 3. Desenvolvimento e implantação de ferramenta computacional para estudos da média e baixa tensões. 4. Acompanhamento e gestão das perdas técnicas. As áreas de planejamento também executam de forma constante, ao longo do ano, atividades relacionadas com as entidades institucionais do setor elétrico, tais como o MME, a EPE e a Aneel, para o cumprimento de seus regulamentos.

Existente

Instalado

Previsto

Total

Até Dez/2011

Jan-Dez/2012

Jan-Dez/2013

Até Dez/2013

37 1057,50 1715,30 186

1 26,60 6,10 12

1 40,00 73,20 28

39 1124,10 1794,60 226

Existente

Previsto/Instalado

Previsto

Total

Até Dez/2011

Jan-Dez/2012

Jan-Dez/2013

Até Dez/2013

76 1076,92 141,00 2347,58 213

1 153,20 141,00 13,92 12

6 175,00 0,00 182,00 23

83 1402,12 0 282 2543,50 248

Descrição

Existente

Instalado

Previsto

Total

Rondônia

Até Dez/2011

Jan-Dez/2012

Jan-Dez/2013

Até Dez/2013

37 979,00 340,30 475,00 199

0 0,00 0,00 67,66 7

1 26,60 0,00 42,00 12

39 1005,6 340,3 614,66 218

Número de subestações Potência instalada (MVA) LD 138 kV (km) LD 69kV (km) Número de alimentadores

Empresas de Distribuição da Eletrobras

Descrição

Acre Número de subestações Potência instalada (MVA) LD 138 kV (km) LD 69kV (km) Número de alimentadores

Existente

Instalado

Previsto

Total

Até Dez/2011

Jan-Dez/2012

Jan-Dez/2013

Até Dez/2013

5 158 240 162,9 52

1 53,2 4

50 10

6 261,2 240 162,9 66

Descrição

Existente

Instalado

Previsto

Total

Roraima

Até Dez/2011

Jan-Dez/2012

Jan-Dez/2013

Até Dez/2013

3 159,60 71,00 24,00

0 26,00 2,00

0 6,00

3 186,2 71 32

Número de subestações Potência instalada (MVA) LD 69kV (km) Número de alimentadores Descrição

Existente

Instalado

Previsto

Total

Amazonas

Até Dez/2011

Jan-Dez/2012

Jan-Dez/2013

Até Dez/2013

23 2.139,0 247,8 361,7 376

1 53,2 77,5 10

5 1.379,6 80,2 51,0 28,0 76

29 3571,8 405,5 51,0 389,7 462

Número de subestações Potência instalada (MVA) LD 69 (km) LD 138 (km) LT 230 (km) Número de alimentadores 6.1 Mapas do Sistema Elétrico das Distribuidoras

A seguir, os mapas do Sistema Elétrico contemplando o Plano Decenal 2013/2022:

36 Empresas de Distribuição da Eletrobras

Empresas de Distribuição da Eletrobras

ÁREA DE MACEIÓ

Configuração Dezembro de 2010 e Decenal 2011-2020

SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO AT-SDAT

ÁREA DE ALAGOAS

ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO ALAGOAS

Linha de Transmissão 500kV - Chesf

Linha de Transmissão 230kV - Chesf

Linha de Transmissão 69kV - ED AL (Futura)

Linha de Transmissão 69kV - ED AL

Sede Município

Usina (UHE, UTE ou PCH) (Futura)

Usina - (UHE, UTE ou PCH)

Subestação de terceiros (Consumidores e outras empresas)

Subestação 500/230kV - Chesf

Subestação 230/69kV - Chesf (Futura)

Subestação 230/69kV - Chesf

Subestação 138/69kV - Chesf

Subestação 69/13,8kV - ED AL (Futura)

Subestação 69/13,8kV - ED AL

LEGENDAS

Revisão: 00 Elaborado: Eng. Charles Mariano Pedrosa de Almeida - DP/DPE/DPE-EA Data: DEZ/2010

Configuração Dezembro 2010 e Obras Planejadas 2011-2020 Desempenho: DPE

Mapa Eletrogeográfico - Alagoas / Maceió

Processo de Estudos de Planejamento dos Sistemas de Alta Tensão - DPE-EA

Departamento de Estudos e da Expansão do Sistema - DPE

38 Empresas de Distribuição da Eletrobras

Plano Decenal 2013-2022

SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO AT-SDAT

ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO RONDÔNIA

Usinas UTE/UHE/PCH (Existente/Futura)

LT 13,8 kV (Existente)

LT 34,5 kV (Existente/Futura)

LT 230 kV (Existente/Futura)

SE 34,5 kV (Existente/Futura)

SE 69 kV (Existente/Futura)

SE 138 kV (Existente/Futura)

SE 500 kV (Existente/Futura)

Municípios

Principais Cidades

LEGENDAS

Departamento de Estudos e da Expansão do Sistema - DPE Dezembro de 2012

RA N

PAQUETÁ

RIT IG

)

(01N3

DOM EXPEDITO LOPES

SANTANA DO PIAUÍ

DETALHE 2

TABULETA

(01

)

PICOS (ED PIAUÍ)

PICOS (CHESF)

JUNCO

(01

(01C1)

)

2x20/25MVA

PARA

SUSSUAPARA

)

JAIC ÓS

GERMINIANO

IND. COELHO

SÃO LUÍS DO PIAUÍ

SANTO ANTONIO DE LISBOA 2x1,5MVA

BOCAINA

TERESINA II

ESPLANADA

)

SOBRAL - CE

VÃO PARA TERESINA III

RA VAI PA

TOS SE AL

TERESINA III

(01C1)

TAUÁ

CAMPO GRANDE

FRANCISCO SANTOS

BEM-TI-VI 5/6,25MVA

(01C1

SATÉLITE 1x15/20/25 MVA 1x20/25 MVA 6 MVAr

VALE DO GAVIÃO

VAI PARA SE MARAMBAIA

SECCIONADORA

PÓLO INDUSTRIAL (2013) 2x20/25 MVA 6 MVAr

FERRONORTE

(01

PIRI PIRI

RENASCENÇA 2x20/26,6MVA 6MVAr RIO PO TY

VAI

SÃO JOÃO DA CANABRAVA

IPUEIRAS

AGESPISA

ININGA

JÓCKEY 2x20/25 MVA 1x20/26,7 MVA 6 MVAr +6 MVAr

SHOPPING

POTY

MACAÚBA 2x20/25MVA 1x15/20MVA +6 MVAr

RIO

SHOPPING

CENTRO

SÃO JOSÉ DO PIAUÍ

TERESINA I

VEM DE BOA ESPERANÇA

PRESIDENTE DUTRA - MA

PERITORÓ - MA

MARQUÊS 2x15/20/25MVA 1x10/12,5 MVA 6 MVAr +6 MVAr

POTY 2x20/25 MVA

TERESINA ELETROGEOGRÁFICO

ALTO PARNAÍBA

RIBEIRO GONÇALVES

SERR QUILOMBO

A DO

MONTE ALEGRE 10/12,5MVA

QUILO

10/12,5MVA - 69/34,5kV 10/12,5MVA - 69/13,8kV 0,6MVAr

CORRENTE II

RIACHO FRIO

10/12,5MVA - 69/34,5kV 10/12,5MVA - 69/13,8kV

CRISTALÂNDIA DO PIAUÍ

SÃO GONÇALO DO GURGUÉIA

GILBUÉS

GILBUÉS II

BAIXA GRANDE DO RIBEIRO

SEBASTIÃO BARROS

MBO

1x10/12,5MVA - 69/34,5kV

R. GONÇALVES II

1,5 MVA

1x10/12,5MVA - 69/34,5kV 1x10/12,5MVA - 69/13,8kV

SE R. GONÇALVES ELETRONORTE

10/12,5MVA - 69/34,5kV 2,5MVA - 69/13,8kV 0,6MVAr

BARREIRAS DO PIAUÍ

10/12,5MVA - 69/34,5kV 10/12,5MVA - 69/13,8kV 0,6MVAr

STA. FILOMENA

COLINAS

BENEDITO LEITE

LORETO

URUÇUÍ

5/6,25MVA

PARNAGUÁ

10/12,5MVA - 69/34,5kV 10/12,5MVA - 69/13,8kV

CURIMATÁ

JÚLIO BORGES

1,2MVAr

69/34,5kV - 5/6,25MVA 34,5/13,8kV - 1,5MVA 1,2MVAr

ELISEU MARTINS (CHESF)

5/6,25 MVA

PAVUSSÚ

Povoado David Caldas

5/6,5MVA 0,6MVAr

ABREU

ANGICAL AMARANTE

BOMFIM DO PIAUÍ

NAZARÉ DO PIAUI

FARTURA DO PIAUÍ

VARZEA BRANCA

3MVA 1,2MVAr

0,5MVA

RIBEIRA DO PIAUÍ

HUGO NAPOLEÃO

L CE

SÉ JO

JOÃO COSTA

S DIA

S. LOURENÇO DO PIAUI

DIRCEU ARCOVERDE

SE FARTURA

BAHIA

BARRAGEM PETRONIO PORTELA

SÃO JOÃO DO PI (CHESF)

NOVA STA. RITA

10/12,5 MVA 1,2MVAr

SIMPLÍCIO MENDES

CAMPO ALEGRE DO FIDALGO

DOM INOCÊNCIO

CAP.GERVÁSIO DE OLIVEIRA

EDI ES TO

M EXP LOP

JUNCO 1,2MVAr

LAGOA DO BARRO

S. FRANCISCO DE ASSIS DO PIAUÍ

CONCEIÇÃO DO CANINDÉ

SÃO LUIS DO PIAUÍ

EUCATEX

ACAUÃ

SOBRADINHO

QUEIMADA NOVA

10/12,5MVA 1,2MVAr

JACOBINA

FCO. MACEDO

69 kV

CALDEIRÃO GRANDE

CELPE

SE TRINDADE CELPE

MILAGRES

MARCOLÂNDIA

BETÂNIA DO PIAUÍ

CURRAL NOVO

5/6,25MVA

SIMÕES

DO PIAUÍ

BELÉM

10/12,5 MVA 6MVAr em 69kV 2,4MVAr em 13,8kV

TAUÁ

ITAPISSUMA

FRONTEIRAS

PIO IX

POV. COVA DONGA

MANDACARÚ

S.JULIÃO

1,5 MVA

SOBRAL - CE

ALEGRETE PADRE M ARCO S

VILA NOVA

CARIDADE

CAMPO GRANDE

MASSAPÊ DO PIAUÍ

PAULISTANA

PATOS DO PIAUÍ

5/6,25MVA 1,2MVAr

JAICÓS

GERMINIANO

BEM-TI-VI 5/6,25MVA

2x1,5 MVA

ASSUNÇÃO DO PIAUÍ

BURITI DOS MONTES

SÃO JOÃO DA FRONTEIRA

BOCAINA

SUSSUAPARA

ITAINÓPOLIS

VERA MENDES

ISAIAS COELHO

AROEIRAS DO ITAIM

PICOS

IPUEIRAS

SÃ O DO JOSÉ PIAU Í

SÃO JOÃO DA CANABRAVA

PIMENTEIRAS

LAGOA DO SÍTIO

15/20 MVA 3,6MVAr

SANTANA DO PIAUÍ

DETALHE 2

PAQUETÁ

FLORESTA DO PIAUI

STA. CRUZ DO PIAUÍ

BELA VISTA DO PIAUI

CAMPINAS DO PIAUÍ

SANTO INÁCIO DO PIAUÍ

WALL FERRAZ

10MVA

B.GRANDE

IPIRANGA SÃO JOÃO DA VARJOTA

INHUMA

5/6,25MVA 1,2 MVAr

0,5 MVA

COQUEIRO

2x1,5MVA 0,6MVAr

S. MIGUEL DO TAPUIO

CASTELO 1x10/12,5MVA - 69/34,5kV 1x10/12,5MVA - 69/13,8kV 1,2MVAr

1,5 MVA

DOMINGOS MOURÃO

COCAL DOS ALVES

MILTON BRANDÃO

6,5MVA 1,2MVAr

DE IS A NC GO A LA O FR SÃ

PEDRO II

JUAZEIRO DO PIAUÍ S. JOÃO DA SERRA

SIGEFREDO PACHECO

AROAZES

VALENÇA

2x5/6,5MVA - 69/34,5kV 1x6,5MVA - 69/13,8kV 2,4MVAr

NOVO ORIENTE

SÃO JOÃO DO PIAUÍ (ED PIAUÍ)

PEDRO LAURENTINO

PAES LANDIM

SÃO MIGUEL DO FIDALGO

COLÔNIA DO PIAUÍ

1x5/6,25MVA - 69/34,5kV 3x2,5MVA - 69/13,8kV

SOCORRO DO PIAUÍ

S. JOSÉ DO PEIXE

S. FRANCISCO DO PIAUÍ

OEIRAS

10/12,5 MVA 1,2MVAr

DO PIAUÍ

SANTA ROSA

TANQUE DO PIAUÍ

BARRA D’ALCÂNTARA

10/12,5MVA 1,2MVAr

PIRIPIRI

1x20/25MVA

PIRIPIRI II

SANTA CRUZ DOS MILAGRES

DA SERRA

SÃO FÉLIX

ELESBÃO VELOSO

1,5 MVA

10/12,5MVA 1,2MVAr

PIRACURUCA

5,0MVA 1,2MVAr

CAJUEIRO DA PRAIA

CAMURUPIM

COCAL

BOM PRINCÍPIO

TRECHO LD 69kV OPERANDO EM 13.8kV

PARNAÍBA II 2x20/25MVA

LUIZ CORREIA

20x0,9 = 18MW

EÓLICA PEDRA DO SAL

BRASILEIRA

JATOBÁ

SIG. PACHECO

NOVO STO. ANTÔNIO

0,5 MVA

BEM BOM

LAGOINHA

CAMPO MAIOR

S. MIGUEL DA BAIXA GRANDE

PRATA DO PIAUÍ

ALTO LONGÁ 1x10/12,5MVA

COIVARAS

VÁRZEA GRANDE

CAPITÃO DE CAMPOS

S. JOSÉ DO DIVINO

10/12,5MVA

CAXINGÓ

BURITI DOS LOPES

CARAÚBAS DO PIAUÍ

1x5/6,25MVA

BATALHA

BOQUEIRÃO

BOA HORA

N. S. DE NAZARÉ

1,5 MVA

5,0 MVA 1,2MVAr

BARRAS

10/12,5MVA 2,4MVAr

FRANCINÓLOPIS

CAJAZEIRAS DO PIAUÍ

ARRAIAL

2x5/6,25MVA- 69/34,5kV 5/6,25MVA - 69/13,8kV 2,4MVAr

0,5 MVA

0,75 MVA

BREJO DO PIAUÍ

5/6,25MVA

REGENERAÇÃO

JOAQUIM PIRES

ESPERANTINA

ENGUIA 13,1MVA ENGUIA 13,1MVA

BENEDITINOS

PAU D’ARCO DO PIAUÍ

ALTOS 10/12,5MVA 2,4MVAr

CAMPO MAIOR

SÃO JOAQUIM

2x10/12,5MVA - 69/34,5kV 1x10/12,5MVA - 69/13,8kV 6MVAr em 69kV 3,6MVAr em 13,8kV

JARDIM DO MULATO

STO. A. DOS MILAGRES

S. GONÇALO DO PIAUÍ

5 MVA 1,2MVAr

PAJEÚ DO PIAUÍ

IRAS

BE CE

SÃO JOÃO DO ARRAIAL

2x40/50/60MVA 6MVAr em 69kV

MURICI DOS PORTELAS

MORRO DO CHAPÉU DO PIAUÍ

10/12,5MVA 1,2MVAr

LUZILÂNDIA

BARRO DURO 10/12,5MVA LAGOINHA PASSAGEM DO PIAUI OLHO FRANCA D'ÁGUA ÁGUA BRANCA

MIGUEL LEÃO

FRANCISCO AIRES

5/6,25 MVA

LAGOA DO PIAUÍ

DEMERVAL LOBÃO

JOSÉ DE FREITAS 5/6,25MVA

LAGOA ALEGRE

MONSENHOR GIL

SÃO RAIMUNDO NONATO

FLORES DO PIAUÍ

SÃO BRAZ

ANÍSIO DE

SÃO PEDRO DO PIAUÍ

CAMPO LARGO

JOCA MARQUES

NOSSA SENHORA DOS REMÉDIOS

TERESINA II

AGRICOLÂNDIA

CURRALINHO

10/12,5MVA - 69/13,8kV 10/12,5MVA - 69/34,5kV

TAMBORIL DO PIAUÍ

10/12,5MVA - 69/34,5kV 5/6,25MVA - 34,5/13,8kV 1,8MVAr

JUREMA

NAZÁRIA 15/20 MVA 1,2MVAr

TERESINA I

10/12,5 MVA - 69/34,5kV 15/20MVA - 69/13,8kV 3,6MVAr em 13,8kV

ITAUEIRA

1,2MVAr

13,1MVA

2x2MVA 1,2MVAr

MIGUEL ALVES

MARAMBAIA 1x5/6,5MVA - 69/34,5kV 2x6,5MVA - 69/13,8kV ENGUIA 1,2MVAr

BARÃO DE GRAJAÚ

CANTO DO BURITI

RIO GRANDE DO PIAUÍ

2x10/12,5 MVA 3,6MVAr

FLORIANO

AHE CACHOEIRA

1x10/12,5MVA - 69/34,5kV 1x10/12,5MVA - 69/13,8kV

CARACOL

JERUMENHA

UBE

1x5MVA - 69/34,5kV 1x2,5MVA - 69/13,8kV

PROJETO IRRIGAÇÃO BOM LUGAR

ELISEU MARTINS (ED PIAUÍ)

CANAVIEIRA

2,5MVA

GUADALUPE

GUARIBAS

MORRO CABEÇA NO TEMPO

2,5 MVA 1,2MVAr

BOM LUGAR

ALVORADA DO GURGUEIA

COLÔNIA DO GURGUEIA

MANOEL EMÍDIO

BERTOLÍNIA

5 MVA

1x5MVA - 69/34,5kV 1x5MVA - 69/13,8kV

LANDRI SALES

PLATÔS

REGIÃO

AVELINO LOPES

SANTA LUZ

CRISTINO CASTRO

SEBASTIÃO LEAL

BOM JESUS II (ED PIAUÍ) 5MVA - 69/34,5kV 10/12,5MVA - 69/13,8kV 1,2MVAr

BOM JESUS II

ANTÔNIO ALMEIDA

MARCOS PARENTE

1x10/12,5MVA - 69/34,5kV 1x10/12,5MVA - 69/13,8kV 1,2MVAr

PALMEIRA DO PIAUÍ

10MVA

BUNGE

1,5 MVA 0,6MVAr

REDENÇÃO DO GURGUÉIA

BOM JESUS

CURRAIS

CERRADOS

10/12,5MVA - 69/13,8kV 1,2 MVAr

10/12,5MVA

URUÇUÍ II

1x10/12,5MVA - 69/34,5kV 1x10/12,5MVA - 69/13,8kV 2,4MVAr

SÃO DOMINGOS DO AZEITÃO

PORTO ALEGRE DO PIAUÍ

PRESIDENTE DUTRA

2 MVA

NOVO NILO

UNIÃO

S. FRANCISCO DO MARANHÃO

PALMEIRAIS

PARNARAMA

PRESIDENTE DUTRA - MA

DETALHE 1

2x2MVA 1,2MVAr

COELHO ALVES

PORTO

6,5MVA 1,2MVAr

MATIAS OLÍMPIO

MADEIRO

SÃO BERNARDO

TABULEIROS II

1x15/20MVA 1,2MVAr em 13,8kV

TABULEIROS I

DE CO TELCA HAL

STA. QUITÉRIA

13.8kV OP. EM

CGE DELTA DO PARNAÍBA

LISBOA NIO DE SANTO ANTÔ

ILHA GRANDE DE STA. ISABEL PARNAÍBA

LITO

1x15/20MVA 2x10/12,5MVA 6MVAr em 69kV 4,8MVAr em 13,8kV

NT OS SA FC O.

DETALHE 1

(01Y1)

Plano Decenal 2013-2022

(01Z1)

. HIPÓ MONS

SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO AT-SDAT

AROEIRAS DO ITAIM

(01C3)

)

PO CO VOA VA DO DO NG A

(09

OINH ALAG

ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO PIAUÍ

ITAINÓPOLIS

Empresas de Distribuição da Eletrobras

Atualização: MAI/2013

SECCIONAMENTO 13,8kV

SECCIONAMENTO 69kV

LD 13,8 kV

LD 34,5 kV

LD 69 kV

LD 138 kV FUTURA

LD 138 kV

LD's ED PIAUÍ

UTE/PCH/CGE (Futura)

UTE/PCH/CGE (Existente)

SE PARTICULAR (Futura)

SE PARTICULAR (Existente)

34,5 kV (Futura)

34,5 kV (Existente)

69 kV (Futura)

69 kV (Existente)

138 kV (Futura)

138 kV (Existente)

SE's ED PIAUÍ

LT 230 kV

LT 500 kV

SE REDE BÁSICA (FUTURA)

SE REDE BÁSICA

PRINCIPAIS CIDADES

SEDE MUNICIPAL

CAPITAL

LEGENDAS

40 Empresas de Distribuição da Eletrobras

Linha de Transmissão 500kV Eletronorte

Linha de Transmissão 230kV Amazonas Energia

Linha de Transmissão 138kV Amazonas Energia

Linha de Transmissão 69kV Amazonas Energia

Sede Município

Usina (UTE ou PCH)

Subestação de Terceiros (Consumidores e outras empresas)

Subestação 500/230/138kV Amazonas Energia

Subestação 230/69/13,8kV Amazonas Energia

Subestação 138/13,8kV Amazonas Energia

Subestação 69/13,8kV Amazonas Energia

LEGENDAS

Regional Manaus / Configuração Prevista 2022

SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO AT-SDAT

ELETROBRAS AMAZONAS ENERGIA

Empresas de Distribuição da Eletrobras

SE Itacoatiara 2014

317

LEGENDAS

BR-364 AC-401

Linha de Transmissão 13,8kV- 336 MCM

BR-364

Linha de Transmissão 69kV - 477MCM

AC-010

317

Linha de Transmissão 13,8kV- 336 MCM

SIN

AC-010

Porto Acre

Linha de Transmissão 138kV - 477 MCM

BR-364

SE Rio Branco 2015

BR-364

Linha de Transmissão 69kV - 477MCM

BR-364

317

Linha de Transmissão 230kV

Itacoatiara

AM-010

BR-364

317

Linha de Transmissão 138kV - 795 MCM

AM-010

BR-364

SE - Boca do Acre 2014

Regional Boca do Acre Configuração 2014

Linha de Transmissão 500kV

LEGENDAS

AM-010

SILVES

SIN

SE - Silves 2014

Regional Silves Configuração 2015

SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO AT-SDAT

ELETROBRAS AMAZONAS ENERGIA

42 Empresas de Distribuição da Eletrobras

LT 34,5 kV (Futura)

LT 69 kV (Futura)

LT 34,5 kV (Existente) LT 138 kV (Futura)

LT 69 kV (Existente)

LT 138 kV (Existente)

SE 34,5 kV (Exist./Futura)

SE 69 kV (Exist./Futura)

SE 138 kV (Exist./Futura)

SE 230 kV (Exist./Futura)

LEGENDAS

UTE MARECHAL THAUMATURGO

UTE PORTO WALTER

UTE JORDÃO

SE CRUZEIRO DO SUL

SE JURUÁ

Configuração 2012

SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO AT-SDAT

ASSIS BRASIL

UTE SANTA ROSA

SE TARAUACÁ

SE FEIJÓ

SE ENVIRA

Sistema 10º ano

ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO ACRE

CAPIXABA

ACRELÂNDIA

PLÁCIDO DE CASTRO

SE RIO BRANCO ELN

CAMPINAS

SE SÃO FRANCISCO

SE PORTO ACRE

SE QUINARÍ

SE TAQUARI

EPITACIOLÂNDIA

XAPURI

SE NOVA SE TANGARÁ

SE SENA MADUREIRA

SE MANOEL URBANO

Empresas de Distribuição da Eletrobras

LOCALIZAÇÃO

Configuração 2012

SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO AT-SDAT

SE Distrito

ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO RORAIMA

SE Floresta

SE Boa Vista

SE Centro

LT 34,5 kV (Futura)

LT 69 kV (Futura)

LT 230 kV (Futura)

LT 13,8 kV (Futura)

LT 34,5 kV (Existente)

LT 69 kV (Existente)

LT 230 kV (Existente)

SE Part 34,5kV (Exist./Futura)

SE Part 69 kV (Exist./Futura)

UTE/PCH/CGE (Exist./Futura)

SE 13,8 kV (Exist./Futura)

SE 34,5 kV (Exist./Futura)

SE 69 kV (Exist./Futura)

SE 230 kV (Exist./Futura)

LEGENDAS

6.2 Luz para Todos

O programa instituído pelo Decreto 4.873, de 11/11/2003, estabeleceu em termos de compromisso, assinados pelo ministro de Minas e Energia, governadores de estado, presidentes das empresas distribuidoras, presidente e diretor da Eletrobras e diretor geral da Aneel, as metas de atendimento aos domicílios com base nas informações disponibilizadas no Censo 2000. Os primeiros termos previam as seguintes metas de atendimento e disponibilização de recursos: Participação (%) Termo de Distribuidoras Compromisso

Acre Alagoas Amazonas Piauí Rondônia Roraima Total

50.000 84.684 81.000 149.600 60.186 2.086 427.556

CDE RGR Estado Agente Executor

80 60 80 80 65 80

15 0 0 10 -

10 10 10 10 10 10

10 10 10 10 15 10

Recursos Realizados (%)

Acre Alagoas Amazonas Piauí Rondônia Roraima Total

Domicílios

Atendimentos*

39.113 90.873 83.172 132.413 69.446 2.122 417.139

Desafios de Expansão na Floresta Amazônica

Nos estados do Amazonas, Acre e Rondônia parte dos povoados está localizada à beira dos rios, sendo difícil o deslocamento terrestre em função da floresta e do emaranhado de rios, igarapés, igapós, etc. No Amazonas, temos 50 municípios que não são interligados à Manaus por rodovias, com geração de energia elétrica oriunda de 91 usinas termelétricas, têm a malha hidroviária como o principal meio logístico utilizado. Essa logística é atrelada aos fenômenos da cheia (fevereiro a agosto) e da vazante (setembro a janeiro), aos quais a Bacia Amazônica está propensa, já que em determinadas épocas do ano a área navegável dos rios no Amazonas diminui radicalmente, sendo que em alguns municípios, o acesso fluvial se torna impraticável, conforme exposto na tabela a seguir: Transporte Fluvial

Até o fim de dezembro de 2012, 417.139 novos consumidores tinham sido ligados, distribuídos conforme tabela a seguir:

EDES

As Distribuidoras que deveriam participar com 10% do total de recursos aplicados já investiram R$ 794,7 milhões, ou seja, 30,2% do total.

CDE RGR Estado Agente Executor Total

78,5 75,3 17,9 61,6 68,8 3,3 55,1 7,8 65,6 66,3 5

44 Empresas de Distribuição da Eletrobras

2,6 1,2 2,4 2,5 0,4 1,8

274.690 25,9 364.578 21,0 645.951 39,1 821.728 25,5 504.361 35,5 20.267 34,0 30,2 2.631.575

Durações do Deslocamento Localidades

Cheia

Seca

Guajará Boca do Acre Tabatinga São Gabriel da Cachoeira Envira Ipixuna Iauaretê Cucuí Vila Bitencurt Palmeiras do Javari

30 dias 25 dias 20 dias 7 dias 25 dias 30 dias 11 dias 18 dias 11 dias 45 dias

Não chega Não chega 40 dias 10 dias 30 dias 40 dias 15 dias 20 dias 15 dias 50 dias

Vale ressaltar que o tempo de deslocamento exposto acima considera, em alguns casos: o desembarque do material em

determinadas áreas inacessíveis para embarcações de grande porte; o transporte via terrestre com a utilização de veículos de tração animal até nova área fluvial; o reembarque em embarcações de dimensões menores; além do apoio popular na abertura de clareiras ou na construção de “portos” provisórios para possibilitar a chegada do material. O programa Luz para Todos na região Amazônica é um grande desafio, levando energia elétrica para comunidades com distâncias continentais. Com essa visão, a Amazonas Energia já construiu aproximadamente 13 mil km de rede de média tensão (MT).

de distribuição aérea. Antes, isso era praticamente impossível, devido aos altos custos dos investimentos em estruturas para a transposição dos rios.

Atualizado até 21/12/2012

Quantidade de Obras Executadas

Consumidores Atendidos

Rede MT [km]

2.322

81.896

12.380,82

Rede BT [km]

Poste

Transformador

Potência Instalada [kVA]

680,59

158.578

36.157

194.897,50

O sistema elétrico de distribuição do interior do Amazonas percorre mais de 15 mil km, dos quais 12 mil km no meio da Floresta Amazônica (quadro a seguir), o que traz uma realidade de logística de Operação e Manutenção (O&M) com grande proporção fluvial. Levar eletricidade a comunidades isoladas do Amazonas é um dos maiores desafios do Programa Nacional de Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica, o Luz para Todos, do governo federal. Para atender às metas do programa e possibilitar a construção de redes elétricas em regiões de difícil acesso da Floresta Amazônica, a Eletrobras Amazonas Energia adota a tecnologia de cabos subaquáticos. Os cabos subaquáticos possuem, em média, sete centímetros de diâmetro e são utilizados em travessias de rios e lagos, inclusive em áreas de intensa navegação, permitindo que a energia elétrica chegue até locais de difícil acesso para a rede

O Luz para Todos já lançou um total de 54.593 metros de cabos subaquáticos no Amazonas, com investimentos de R$ 25 milhões realizados pelo governo federal. Até dezembro do ano passado, foram lançados 40.624 metros de cabos em 44 travessias em rios e lagos no estado, atendendo a 18 municípios. Cerca de 6.400 domicílios – o equivalente a 30 mil pessoas – foram beneficiados com a chegada da energia elétrica. Em janeiro e fevereiro de 2013, o Luz para Todos realizou 12 travessias em sete municípios do Amazonas, com 13.969 metros de cabos, beneficiando 2.200 domicílios. A previsão da Eletrobras Amazonas Energia para esse ano é de lançar mais 13 mil metros de cabos subaquáticos na região, passando por seis municípios para atender a 1.700 domicílios, com investimentos de R$ 7,6 milhões. A maior travessia realizada pelo Luz para Todos no Amazonas foi a do rio Andirá, localizado no município de Barreirinha, a 252 km de Manaus. Foram utilizados 4.530 metros de cabo subaquático para atender à comunidade Freguesia do Andirá.

Empresas de Distribuição da Eletrobras

Para fazer o lançamento de um cabo subaquático, a Eletrobras Amazonas Energia mobiliza equipes técnicas, a Marinha do Brasil e profissionais habilitados que conhecem as peculiaridades das correntezas dos rios, além de contar com o apoio da população ribeirinha.

Algumas áreas da Amazônia demandarão atendimentos não convencionais, por não apresentarem viabilidade técnica ou econômica para serem atendidos por extensão de redes. Foram então desenvolvidas soluções diferenciadas com a utilização de fontes fotovoltaicas. No Acre, foram instalados atendimentos fotovoltaicos individuais em 103 domicílios. No Amazonas, foram instaladas 12 mini usinas fotovoltaicas, que atendem 120 consumidores, como mostrado a seguir:

6.3 Investimento

As distribuidoras da Eletrobras ficaram muitos anos sem realizar o investimento necessário à modernização de seus sistemas elétricos. Desde a federalização dessas empresas até maio de 2008, quando a Eletrobras assumiu de fato suas gestões, elas constavam como ativo provisório no balanço patrimonial da holding, e assim eram vistas. A partir de 2008, o segmento de distribuição passou a fazer parte do negócio da Eletrobras e, desde então, recursos para melhoria das empresas têm sido aportados pela holding, seja na forma de financiamentos, ou de adiantamento para futuro aumento de capital. O crescimento do mercado e a obsolescência do sistema elétrico das distribuidoras tornam necessário um elevado investimento nessas empresas. Considerando o período de 2009 a 2011, a média do valor investido por número de consumidores nas empresas, R$ 342,18/consumidor, é maior do que o dobro da média das 37 principais distribuidoras do país, R$ 154,23/consumidor. É importante notar o aumento de 32% do valor do investimento das distribuidoras da Eletrobras em 2012, acentuando essa diferença. Ressalta-se que na Amazonas Energia estão considerados os investimentos em geração de energia, o que reduz a diferença, embora a geração no interior do estado vá continuar com a empresa de distribuição após a desverticalização. Abaixo, a evolução dos investimentos de 2005 a 2013. Evolução dos Investimentos Consolidado 2.500 2.218,9 2.000 1.500 1.480,5 10.000

1.126,7

1.121,6

2010

2011

959,8

1.000 489,6

500 345,9

596 409

0 2005

2006

2007

2008

2009

2012

2013P

Média Anual de Realização

No Plano de Universalização encaminhado à Aneel estão previstos cerca de 70 mil atendimentos com fontes fotovoltaicas, até 2021, nos estados do Amazonas, Acre e Rondônia.

Consolidado

2005-2008 460,1

2009-2012 1.172,6 R$ milhões

Empresa

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013 P

Amazonas Acre Alagoas Piauí Rondônia Roraima

167,7 30,7 58,5 46,0 29,0 14,0

152,1 38,4 84,9 119,2 84,0 11,0

109,4 67,1 89,0 70,5 63,0 10,0

231,9 52,1 89,4 89,7 82,0 51,0

311,3 176,6 133,0 144,2 184,5 10,2

489,9 58,1 138,0 275,9 154,5 10,3

503,8 39,8 86,1 300,0 159,2 32,7

751,0 58,9 105,0 314,6 225,9 26,8

1.222,0 123,4 182,1 320,8 335,2 35,4

Consolidado

345,9

489,6

409,0

596,0

959,8

1.126,7 1.121,6 1.482,1 2.218,9

Os valores previstos para 2013 referem-se aos valores do PDG enviados ao Congresso Nacional para aprovação

46 Empresas de Distribuição da Eletrobras

6.4 Amazonas: Copa do Mundo e Interligação ao SIN

A Eletrobras Amazonas Energia está atendendo ao cronograma das obras prioritárias para receber o evento da Copa de 2014 e garante que a cidade de Manaus estará adequadamente preparada para sediar o evento com um sistema de energia elétrica seguro e confiável. A Eletrobras Amazonas Energia concluirá as obras até janeiro de 2014 e o “Sistema Manaus” de energia elétrica ganhará

maior confiabilidade com a conexão ao Sistema Interligado Nacional (SIN) – prevista para o primeiro semestre de 2013, que contempla a implantação de um novo sistema de subestações e linhas de transmissão de 230 kV, bem como, de subestações e linhas de transmissão de 138 kV, além da entrada em operação da Usina Termelétrica Mauá 3, que irá reforçar a geração e transmissão de energia elétrica para a região. As obras em andamento são:

OBRAS PRIOTÁRIAS - COPA 2014 Previsão energização

Investimentos estimados

Instalação

Ação necessária

SE Flores 69 kV

Modernização SED 69 /13,8 kV; instalação de 01 BC e Saídas de 03 Alimentadores 13,8 kV

jan/14

11,3

SE Ponta Negra 69 kV

Modernização SED 69 /13,8 kV; instalação de 02 Entradas de Linha 69 kV e Saidas de 02 Alimentadores 13,8 kV

dez/13

10,4

SE Santo Antônio 69 kV

Reforma da SED 69 /13,8 kV; instalação de 01 Entrada de Linha 69 kV e Saidas de 03 alimentadores 13,8 kV

jan/14

5,0

LD 69 kV, Manaus - Sto. Antônio – C2

Implantação de LDAT 69 kV; 10 km; aérea

jan/14

15,0

LD 69 kV Ponta Negra / Ponta do Ismael

Implantação de LDAT 69 kV; 05 km; aérea

Concluída

LD 69 kV Aparecida / Ponta do Ismael

Implantação de LDAT 69 kV; 05 km; aérea

Concluída

SE Redenção 69 kV

Ampliação da SED 69 /13,8 kV - 1x26,6 MVA; instalação de 01 BC e Saídas de 5 Alimentadores 13,8 kV

jul/13

4,1

SE Seringal Mirim 69 kV

Ampliação da SED 69 /13,8 kV - 1x26,6 MVA; instalação de 01 BC e Saidas de 5 alimentadores 13,8 kV

jul/13

4,2

LD SE Santo Antônio / Arena da Amazônia

Implantação de 01 Alimentador expresso 13,8 kV; 6,7 km; aéreo

dez/13

LD SE Flores / Arena da Amazônia

Implantação de 01 Alimentador expresso 13,8 kV; 1,7 km; aéreo

dez/13

LD SE Seringal / Arena da Amazônia

Implantação de 01 Alimentador expresso 13,8 kV; 4,3 km; aéreo

jul/13

LD SE Redenção / Arena da Amazônia

Implantação de 01 Alimentador expresso 13,8 kV; 1,9km; aéreo

jul/13 Total

A construção dos dois alimentadores adicionais, até julho de 2013, reforçam os requisitos mínimos exigidos originalmente pelo GT COPA 2014 para o atendimento à área da “Arena da Amazônia”. 6.5 Usina Mauá 3

O empreendimento entra para a história do Amazonas por ser a primeira usina termelétrica a operar em ciclo combinado (gás natural + vapor) construída na região. A Usina Mauá 3, com potência instalada local efetiva (líquida) de 570,4 MW, utilizará com maior eficiência possível o volume máximo disponível de 2,3 milhões de m³/dia de gás natural.

2,7

52,70

Depois de passar por um rigoroso processo de licitação internacional, que contou com a participação de seis grandes empresas, a Usina Mauá 3 está sendo construída pela Andrade Gutierrez, vencedora do processo licitatório com a melhor proposta para o uso mais eficiente do gás natural e com maior potência instalada. A fornecedora dos equipamentos é a Siemens Energy Inc. Em novembro de 2012 ocorreu uma inspeção técnica realizada por representantes das empresas Amazonas Energia e Andrade Gutierrez na fábrica da Siemens. As turbinas serão embarcadas nos meses de março e abril de 2013. A previsão é que a termelétrica comece a operar em ciclo aberto até o primeiro semestre de 2014, com conclusão

Empresas de Distribuição da Eletrobras

esperada para até o primeiro semestre de 2015. O investimento é da ordem de R$ 1 bilhão. A Usina Mauá 3 contribuirá com o atendimento da demanda, garantindo o suprimento de energia elétrica em Manaus de forma segura e confiável, provendo estabilidade e confiabilidade ao sistema elétrico da capital após a

interligação com o Sistema Interligado Nacional – SIN. Sendo assim, irá garantir a complementaridade de fornecimento em caso de interrupção voluntária ou acidental das LTs que interligarão Manaus ao SIN, considerando as dificuldades de manutenção dessas linhas, construídas no interior da selva amazônica.

Protótipo da Usina Mauá 3

48 Empresas de Distribuição da Eletrobras

www.eletrobras.com

Empresas de DistribuiĂ§ĂŁo da Eletrobras

07 Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) Com objetivo de incentivar a busca constante por inovações e fazer frente aos desafios tecnológicos do setor elétrico, foi publicada a Lei 9.991, de 24 de julho de 2000, que dispõe sobre a realização de investimentos em pesquisa e desenvolvimento no setor elétrico. O programa de Pesquisa e Desenvolvimento é regulamentado pela Aneel através de suas resoluções e manuais. Até 31 de dezembro de 2015, as distribuidoras são obrigadas a aplicar, anualmente, o montante de, no mínimo, cinquenta centésimos por cento de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico. Desde a implantação das áreas de P&D, as distribuidoras da Eletrobras vinham encontrando dificuldade para angariar projetos para atender às exigências do mercado, o cumprimento da lei e a aplicação dos recursos pertinentes. A falta de divulgação adequada na busca de projetos e parceiros foi, em grande parte, o principal obstáculo das empresas, que acabaram se sujeitando a multas impostas pela Aneel. Em entendimento conjunto, as seis distribuidoras e a coordenação da Eletrobras passaram a adotar, desde 2010, a chamada pública, visando sanar as dificuldades apontadas. As chamadas públicas passaram a ser divulgadas nos sites da Eletrobras, das distribuidoras, no Diário Oficial e em jornais de grande circulação. Somente na chamada pública realizada em 2012, foram recebidas 161 propostas de projetos, das quais foram selecionadas 27, que resultaram em um total de investimentos superiores a R$ 40 milhões. Um exemplo de Projeto bem sucedido nas Empresas de Distribuição é o projeto de utilização de óleo vegetal regional, extraído da amêndoa do babaçu, como líquido isolante e refrigerante para transformadores elétricos. O projeto tem as seguintes características: • Aplicação de recursos de P&D em universidade do próprio estado do Piauí. • Utilização nos transformadores na rede de Teresina, com boa performance. • Sustentabilidade, pois o óleo vegetal apresenta as seguintes vantagens frente ao mineral: o Biodegradável. o Reutilizável. o Não cancerígeno. o Grande estabilidade térmica. o 50% mais barato. Atualmente, existem dois transformadores de distribuição, de 75 KVA, operando há dois anos na RD de Teresina, sem apresentar nenhum problema.

50 Empresas de Distribuição da Eletrobras

Como é um projeto inédito no Brasil foi requerida a patente do óleo ao INPI em junho de 2012, aguardando o período normal de três anos para obtenção da patente. Está em fase de formatação um novo projeto de P&D, para instalação de 10 transformadores de distribuição na rede de Teresina com diversas potencias. Já existe, inclusive, interesse de empresas fabricantes de transformadores na parceira. 7.1 Projeto Parintins – Redes Inteligentes e Geração Solar Distribuída

Além do processo de chamada pública, é permitido o desenvolvimento de projetos estratégicos como, por exemplo, o smart grid em Parintins, parceria entre as seis distribuidoras na busca de um modelo de referência para aplicação das soluções da tecnologia. Nesse projeto, com investimentos previstos de R$ 22 milhões, estão sendo estudadas novas tecnologias para as áreas de medição e automação da distribuição, além de novas formas de interação com o consumidor através da microgeração, portal Web e Home Area Network (HAN). Para o desenvolvimento da pesquisa participam o Centro de Pesquisa e Desenvolvimento em Telecomunicações (CPqD), a Universidade do Estado do Amazonas (UEA), a Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC-Rio) e o Centro de Pesquisas de Energia Elétrica da Eletrobras (Cepel). Resultados Esperados

• Experiência piloto do smart grid em área tropical. • Fortalecimento da parceira concessionária com o cliente. • Avaliação da aceitação das redes inteligentes pela sociedade. • Definição das tecnologias de comunicação para uso em maior escala. • Avaliação da interoperabilidade de equipamentos e sistemas de medição. • Integração das novas tecnologias com sistemas computacionais atuais. • Avaliação dos custos da aplicação em todo o mercado das empresas da Eletrobras. • Determinação dos equipamentos e tecnologias que precisam ser desenvolvidos. • Criação de rede de inovação de smart grid com parceiros brasileiros. Criação de um modelo de referência para as Empresas de Distribuição da Eletrobras. Realizações de 2012

• Instalação de 1.200 medidores inteligentes com a reforma

dos padrões de entrada de energia. • Instalação de 16 religadores com comunicação por rádio e fibra óptica para automação da rede de distribuição. • Instalação da rede de comunicação de Backhaul - estrutura com quatro torres de 30 metros de altura com rádios de

5,8/2,4 Ghz para integração da comunicação dos medidores de clientes e dos religadores. • Instalação de módulos de geração fotovoltaica no telhado da agência de Parintins, conectados à rede de distribuição de baixa tensão.

Empresas de Distribuição da Eletrobras

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08 Sustentabilidade 8.1 Projetos e Ações para Geração de Trabalho e Renda

Foram desenvolvidas ações de capacitação para diferentes grupos populacionais em diversos municípios e comunidades vulneráveis, além da implantação de projetos de geração de renda, com ênfase em atividades de produção, em todas as empresas de distribuição. Mais de 2 mil pessoas foram atendidas, com investimentos de cerca de R$ 280 mil. 8.2 Ações de Promoção da Cidadania, Projetos Culturais, Relacionamento com a Vizinhança, Promoção do Consumo Consciente e Reciclagem

Foram realizados seminários e palestras em escolas, comunidades, bairros vizinhos, comunidades indígenas, sobre consumo consciente, cuidados com o meio ambiente, uso racional e seguro de energia, entre outros temas. As empresas promoveram também projetos de leitura em escolas, bibliotecas e projetos culturais. Foram feitas mobilizações para diferentes públicos, como lideranças comunitárias, estudantes, moradores de comunidades de baixa renda, oferecendo serviços de atendimento sobre pendências em contas de energia e informações sobre saúde, políticas públicas sociais, questões jurídicas, etc. Nas localidades onde as empresas atuam, foram atendidas mais de 14 mil pessoas, com um investimento de cerca de R$ 84 mil. As ações de promoção do consumo consciente geraram importante economia para as empresas, com a redução do consumo de água e energia, uso de copos descartáveis e papel.

8.3 Promoção Pró-Equidade

Equidade

Gênero

–

Selo

As empresas implementaram planos de ação com diversas atividades, como palestras, exibição de filmes, pesquisas, seminários, etc. Esses planos foram monitorados pela Secretaria de Políticas para Mulheres - SPM, concorrendo ao Selo Pró-Equidade de Gênero do governo federal. Foram mobilizadas e capacitadas mais de 6 mil pessoas e investidos cerca de R$ 64 mil. 8.4 Ações Ambientais

Foram realizadas as atividades de rotina na área ambiental, com centenas de novas licenças e renovações, obtenção de certidões, além da realização de inspeções e apresentações dos relatórios de monitoramento aos órgãos ambientais. Cerca de 20 usinas térmicas foram desativadas, atendendo aos princípios e diretrizes da Política Ambiental da Eletrobras, contribuindo para a redução das emissões de poluentes na atmosfera. Além das ações cotidianas da área de meio ambiente, outras atividades foram desenvolvidas, como por exemplo, a realização pela Amazonas Energia, com diversas organizações parceiras, de uma expedição de barco do projeto Protegendo a Vida na Amazônia. A expedição durou 15 dias, alcançando mais de 8 mil ribeirinhos em 26 comunidades localizados à margem do rio Uatumã, nas redondezas da Usina Hidrelétrica de Balbina, no município de Presidente Figueiredo (AM). O objetivo do projeto é educar crianças e adultos sobre a preservação da fauna regional, principalmente dos peixes-boi, espécie ameaçada de extinção. Abaixo, algumas fotos das ações promovidas:

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Outra ação que merece destaque foi a capacitação de 25 agentes de praia para monitorar quelônios (tartarugas) na região do Uatumã. O projeto envolve 10 comunidades e cerca de 100 famílias ribeirinhas, totalizando a participação de aproximadamente 500 pessoas no evento de soltura dos filhotes.

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Em novembro, foi realizado o Seminário de Sustentabilidade, Meio Ambiente e Energia sobre fontes de geração de energia elétrica e mudanças climáticas, com a participação de diversos órgãos de governo do estado do Amazonas, da prefeitura de Manaus e outros parceiros.

8.5 Indicadores de Mercado

Há dois anos, as distribuidoras do Amazonas e do Piauí participam, no conjunto das empresas da Eletrobras, do ISE Bovespa - Indicadores de Sustentabilidade da Bolsa de Valores de São Paulo.

Indicadores sociais das Distribuidoras da Eletrobras Projetos de geração de trabalho e renda em comunidades 11.394 R$ 119.423,95 Fortalecer o conceito de Sustentabilidade e promover ações de consumo consciente 33.520 R$ 21.673,48 Promoção da equidade de gênero e raça 6.619 R$ 63.554,50 Beneficiados

MIS (R$)

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09 Gestão A estratégia de gestão é o fortalecimento da capacidade interna de operação, por meio da introdução de ferramentas de planejamento e controle, e adoção de modernas tecnologias operacionais, buscando sempre a padronização entre as seis distribuidoras. 9.1 Governança Corporativa

A alta administração das Empresas de Distribuição da Eletrobras é composta pela assembleia, conselho de administração, conselho fiscal e diretoria executiva. O conselho de administração é um órgão deliberativo com competência de quaisquer matérias de interesse social, exceto às privativas da assembleia geral. O conselho de administração de cada distribuidora é composto de cinco ou seis membros eleitos pela assembleia geral e por ela destituíveis a qualquer tempo, sendo presidido pelo presidente da Eletrobras holding. Dentre os demais membros, um é o diretor-presidente da empresa, tendo um representante do Ministério do Planejamento, do Orçamento e Gestão, outro do Ministério de Minas e Energia e um representante eleito pelos empregados e outro pelo estado da federação. Esses conselhos de administração se reúnem mensalmente, sendo que, além de suas atribuições legais, acompanham o desempenho de resultados econômico-financeiros e operacionais, baseados nas metas estabelecidas para cada indicador no Contrato de Metas de Desempenho Empresarial (CMDE) celebrado com a holding, bem como a realização dos projetos de expansão do sistema elétrico de cada uma das empresas. O conselho fiscal é um órgão fiscalizador composto por membros titulares e seus respectivos suplentes eleitos pela assembleia geral ordinária, indicados pela Eletrobras e pelo Tesouro Nacional. O conselho fiscal se reúne mensalmente na sede da empresa. A diretoria executiva é um órgão executivo de administração e representação, cabendo-lhe dentro da orientação traçada pela assembleia geral e pelo conselho de administração, assegurar o funcionamento regular da empresa. De forma a manter ganhos de sinergia e padronização, a diretoria executiva mantém seis diretorias corporativas: Presidência, Comercial, Financeira, Gestão, Expansão e Regulação, sendo que a diretoria de Operação é ocupada por um diretor local em cada empresa, de forma a dar maior agilidade aos eventos operacionais. Na Eletrobras Amazonas Energia a estrutura possui dois diretores locais de Operação e Geração (capital/interior) e um diretor específico de Expansão. Semanalmente, ocorre uma reunião da diretoria executiva de todas as distribuidoras, na qual são realizadas apresentações de interesse corporativo ou de determinada empresa. Na sequência, são analisadas as matérias apresentadas por cada empresa para aprovação de sua diretoria executiva.

Pelo menos em uma dessas reuniões a cada mês, todos os diretores estão presentes. As demais ocorrem por meio de videoconferência, com os diretores nas empresas ou nos escritórios da Eletrobras, em Brasília ou no Rio de Janeiro. Mensalmente são realizadas reuniões de acompanhamento de resultados, utilizando-se do mesmo mecanismo de videoconferência. Foto da videoconferência

9.2 Novos Processos na Gestão

• Gerenciamento por Diretrizes e da Rotina Diária • Implantação de Escritório de Projetos • Implantação do Escritório e Arquitetura de Processos Gerenciamento por Diretrizes e da Rotina Diária - Sistema de gestão adotado para garantir a execução das diretrizes e metas anuais. Definidas as metas 2012 e ações/projetos corporativos, foi implantado, através de reuniões mensais, o acompanhamento dos indicadores e dos Planos de Ação, bem como da evolução das ações/projetos estratégicos. No segundo semestre, iniciouse a implantação do Gerenciamento da Rotina, com o desdobramento de indicadores e metas em todos os níveis hierárquicos de cada uma das seis empresas.

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Escritório de Projetos – Está em andamento o projeto de implantação de Escritórios de Gestão de Projetos nas Empresas de Distribuição da Eletrobras e na diretoria de Distribuição da Eletrobras holding. O objetivo é deter maior controle e visibilidade dos projetos realizados pelas distribuidoras, de forma a cumprir os prazos propostos, realizar o orçamento determinado e garantir a qualidade e o resultado esperado para cada projeto, contribuindo fortemente para a sustentabilidade das concessionárias. Ao longo do ano de 2012, foram treinados cerca de 280 colaboradores nas empresas, tanto em fundamentos de gerenciamento de projetos quanto nos softwares que serão utilizados. O Escritório de Gestão de Projetos da diretoria de Distribuição da Eletrobras, localizado em Brasília, é responsável pelo acompanhamento e consolidação em alto nível dos projetos em curso, registrando lições aprendidas e reportando à administração o status das ações, fortalecendo o processo de tomada de decisão para o alcance dos objetivos estratégicos. Escritório de Processos – A criação do Escritório de Processos durante 2012 deu maior visibilidade aos processos de trabalho, por meio de mapeamentos e monitoramentos de sua implantação. Com isso, a elaboração e aprovação de normas e procedimentos foram intensificadas, envolvendo um considerável número de empregados que, comprometidamente, buscam definir regras de forma padronizada entre todas as distribuidoras. Ao longo do ano, foram elaboradas, aprovadas, divulgadas e implementadas 41 normas, seis procedimentos e cinco manuais, envolvendo as áreas finalísticas e de suporte. Entre os destaques está a Norma de Apuração de Irregularidades, que contou com a colaboração da Controladoria Geral da União e se tornou uma referência para as demais empresas estatais federais. Arquitetura de Processos – Sob a orientação da Eletrobras holding, foram definidas as arquiteturas dos processos de suporte e do negócio distribuição. Esta última contou com intensa participação dos empregados e gerentes das empresas, gerando uma sinergia pró-solução dos gaps existentes e contribuindo para o adequado funcionamento das distribuidoras, o que deverá refletir na reestruturação a ser avaliada no decorrer de 2013. 9.3 Reestruturação da Área de Suprimento

Economia com as Licitações Centralizadas Desde que as Empresas de Distribuição da Eletrobras começaram a realizar suas compras e contratações de forma centralizada, o ganho de escala é bastante significativo. Em 2012, conforme quadro abaixo, a diferença consolidada de todas as distribuidoras, entre o valor estimado e o realizado, é de 21,37%. Economia com as licitações centralizadas em 2012 Empresas

Estimado

Realizado

Economia

Amazonas Roraima Alagoas Piauí Rondônia Acre Total

208,59 19,99 111,52 6,5 143,69 0 490,29

168,24 17,06 89,92 4,99 105,31 0 385,52

40,35 2,93 21,60 1,51 38,38 0 104,77

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19,34 14,66 19,37 23,23 26,71 0 21,37

Alienações 2012 Como forma de adequar seus estoques, foram identificados os itens inservíveis e realizadas alienações em 2012, conforme quadro a seguir: Alienações Realizadas/Leilões 2012 Empresas

Amazonas Roraima Alagoas Piauí Rondônia Total (milhões)

Valor Avaliado

Valor Arrematado

1,7 0,7 1,2 1,2 0,8 5,6

2,6 0,9 1,7 2,3 0,9 8,4

A Eletrobras Distribuição Acre não realizou alienação em 2012, o que deverá ocorrer em 2013. Fatos Relevantes Está em implantação em todas as Empresas de Distribuição da Eletrobras um sistema de gerenciamento de estoques, que irá possibilitar o seu balanceamento, evitando o excesso e a falta de material e, portanto, melhorando a eficiência econômicofinanceira desta atividade. O sistema permitirá o envolvimento de todas as áreas no Processo de Gestão de Suprimentos e Contratos, bem como o planejamento de estoques. Pode-se destacar, dentre outros ganhos relevantes em 2012: • Aumento da sinergia e ganhos de escala entre as empresas no processo de compras de materiais. • Maximização no giro dos estoques nas distribuidoras. • Redução no imobilizado do capital de giro. • Diminuição nos índices de rupturas (falta) de materiais. • Redução nos custos de armazenamento. • Melhoria na administração dos materiais. • Controle de qualidade de material. • Execução de 102 inspeções em materiais e equipamentos adquiridos. • Redução de custo de armazenagem. • Definição do modelo de planejamento para reposição de materiais ao estoque com base no giro, estoques máximos, mínimos, ponto de ressuprimento, curva abc, criticidade, etc. • Implementação das atividades relativas ao macro processo de “controle de qualidade de material e fornecedores”. • Realização de 102 inspeções para aferir a conformidade do material a ser fornecido com as especificações. • Realizações de testes de ensaios nos materiais e equipamentos adquiridos. • Redução de 36% do custo geral de armazenamento. • Redução geral do custo de PMSO, tendo em vista a otimização de processos internos. • Economia geral de aproximadamente de R$ 300 milhões nas aquisições de materiais e serviços em relação aos valores estimados e os efetivamente contratados. 9.4 Projetos de Comunicação Unificada

(UCC – Unified Comunication and Colaboration) O programa para atender a diretriz de Comunicação Unificada é composto por sete projetos:

• • • • • • •

Unificação da Rede MPLS1. Aceleração de Redes de Longa Distância MPLS. Centralização de Redes e Cabeamento Estruturado. Implantação da UCC2. Unificação dos Contratos de Telefonia/0800. Implantação UCC/Telepresença. Gerenciamento do Custeio.

Projeto de Centralização de Redes e Cabeamento Estruturado Contratação de empresa para implantação e adequação complementar de infraestrutura lógica para redes de computadores nas capitais e no interior, incluindo os serviços de instalação e configuração, repasse tecnológico, suporte técnico, manutenção e garantia e gestão de operação e monitoração durante 36 meses, em regime de 24x7. Projeto de Implantação da UCC Implementação da solução de Comunicação de Voz nas Tecnologias IP, Videoconferência Multipropósito e Videoconferência IP3 Imersiva com 38 meses de garantia de hardware e software, incluindo os serviços de instalação e configuração, treinamento, suporte técnico e manutenção, gestão de operação e monitoração em regime de 24x7. Projeto de Unificação dos Contratos de Telefonia/0800 Contratação centralizada dos serviços de tarifação reversa (0800), telefonia móvel e fixa. Projeto de Implantação UCC/Telepresença Implantação de uma solução de videoconferência sobre protocolo IP imersiva (telepresença) totalmente integrada à solução de Comunicação Unificada.

Funcionalidades da UCC

Projeto de Gerenciamento do Custeio Implantação de uma solução para apoiar a gestão de todo o custeio das soluções que compõem a Comunicação e Colaboração Unificada.

Projeto de Unificação da Rede MPLS Contratação centralizada dos serviços de comunicação de dados e acesso à rede mundial de computadores - Internet, que venha a prover a interligação do escritório central de cada distribuidora aos seus respectivos prédios nas suas áreas de concessão, além da interligação de todas as capitais com Manaus. O projeto inclui também os serviços de instalação, com o fornecimento e aluguel de todos os equipamentos necessários à solução, suporte técnico, manutenção preventiva e corretiva, com gerenciamento proativo em cada uma das seis distribuidoras da Eletrobras, incluindo Rio de Janeiro e o Distrito Federal. Projeto de Aceleração de Redes de Longa Distância MPLS Implantação da solução para aceleração do tráfego WAN, incluindo os equipamentos no modelo de appliances, os serviços locais de instalação, configuração, repasse tecnológico, manutenção/garantia e serviços remotos de suporte técnico, atualização, operação e monitoramento contínuos da solução em regime 24x7 durante 36 meses.

1. MPLS – Multi Protocol Label Switching In: WikipédiA: A enciclopédia livre. Disponível em: http://pt.wikipedia.org/ wiki/MPLS Acesso em: 11 dez 2012. 2. UCC – Unified Communication and Colaboration ou Comunicação e Colaboração Unificada.

3. IP - Internet Protocol ou Protocolo de Internet. In: WikipédiA: A enciclopédia livre. Disponível em: http://pt.wikipedia.org/wiki/Endere%C3%A7o_IP Acesso em: 11 dez 2012.

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10 Regulação A busca da adimplência regulatória tornou-se um desafio diário para evitar notificações e/ou auto de infrações que chegam às concessionárias. A esse cenário acrescente-se a velocidade com que atualmente a legislação é criada e/ou sofre modificações e o prazo exíguo para as devidas adequações por parte das empresas. Frente a esse panorama, foi imperiosa a necessidade de se estabelecer uma estrutura adequada e formal, além de diretrizes claras para a condução das questões regulatórias nas empresas distribuidoras da Eletrobras. Dentre as melhorias oriundas da gestão da Eletrobras nesta área destacam-se: • Definição de uma estrutura formal da equipe de regulação. • Divulgação para todos os empregados dos aspectos que envolvem a regulação do setor elétrico.

• Acompanhamento sistemático da legislação vigente. • Formação de especialistas para trabalhar especificamente na área regulatória, com destaque para os processos de reajuste e revisão tarifária. • Implantação de aplicativos que auxiliam no controle dos documentos recebidos da Aneel. 10.1 Projeto de Revisão Tarifária das Distribuidoras - PRETEDE

Com o objetivo de melhor acompanhar e otimizar os índices de reajuste tarifário das distribuidoras, foi criado em 2012 o grupo de trabalho de acompanhamento do reajuste tarifário. O cronograma a seguir apresenta os principais eventos do Pretede para 2013.

Dias até a RTP

170

140

112

Piauí Alagoas Roraima Amazonas Acre Rondônia

11 / março 11 / março 15 / maio 15 / maio 13 / junho 13 / junho

10 / abril 11 / abril 14 / junho 14 / junho 12 / julho 12 / julho

08 / maio 08 / maio 12 / julho 12 / julho 09 / agosto 09 / agosto

26 / junho 26 / junho 30 / agosto 30 / agosto 27 / setembro 27 / setembro

14 / agosto 14 / agosto 18 / outubro 18 / outubro 15 / novembro 15 / novembro

28 / agosto 28 / agosto 01 / novembro 01 / novembro 30 / novembro 30 / novembro

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A Governança do Pretede está organizada de acordo com a tabela a seguir: Unidade da Estrutura do Projeto

Periodicidade de reuniões de coordenação

Diretoria Executiva - DE

Atribuições

Composição

Sempre que necessário

Aprovar informações a serem encaminhadas à ANEEL, recomendar aprovação pela Diretoria de proposta de Revisão Tarifária a ser encaminhada à ANEEL, recomendar aprovação de manifestação da empresa sobre proposta de Revisão Tarifária da ANEEL.

Coordenador: Presidente Membros: Diretores

Diretoria de Regulação - DR

Mensal ou por recomendação da Gerência de Projeto

Avaliar a execução do Projeto, determinar diretrizes, recomendar matérias para deliberação pela DE e apresentar andamento do Projeto em Reunião de Diretoria.

Coordenador: Nélisson Hoewell

Coordenação do Projeto - CP

Mensal ou por recomendação da Gerência de Projeto

Coordenar a execução do Projeto e reportar seu desenvolvimento à DR.

Coordenador nomeado para cada projeto.

Módulo do Projeto - M

Semanal

Elaborar e implementar os Planos de Ação para a consecução dos objetivos de cada Módulo, assegurando a entrega dos Produtos nos prazos estabelecidos.

Coordenador e Equipe de Trabalho do Módulo do Projeto

10.2 Desenvolvimento do Sistema Condor

O Sistema Condor desenvolvido para as distribuidoras é um sistema de controle de documentos regulatórios, com objetivo de fazer o workflow das solicitações de cunho regulatório, dentro dos prazos estipulados, que envolvam o setor elétrico e seus agentes, concessionários de energia, agências reguladoras (Aneel e agências delegadas estaduais), o Ministério de Minas e Energia (MME), associações de classe, e outros. Todo o fluxo de correspondências é controlado por meio de processos que tratam de cada assunto acompanhado por um dossiê. Além do controle dos documentos, o sistema visa atuar proativamente nas questões regulatórias, na medida em que possibilita explorar oportunidades e mitigar riscos. O sistema armazena uma quantidade considerável de informações e documentos eletrônicos, funcionando como um histórico regulatório da empresa e se adaptando à rotina de trabalho

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das distribuidoras da Eletrobras, contemplando as seguintes funcionalidades: • Agenda. • Fluxo de trabalho. • Cadastro de documentos. • Digitalização de documentos (cópia). • Controle de prazos. • Distribuição eletrônica. • Gestão de processos. • Relatórios gerenciais.

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11 Comunicação A assessoria de comunicação das seis distribuidoras é desempenhada por uma equipe de 26 profissionais com atuação focada nas demandas de cada estado, em conjunto com a Coordenação de Macroprocesso de Comunicação da diretoria de Distribuição. O objetivo principal é ampliar a percepção da marca Eletrobras e a sua reputação por meio da divulgação de informações, campanhas publicitárias, realização de eventos e relacionamento com a imprensa, atuando de forma sinérgica e alinhada à Política de Comunicação Integrada e às diretrizes institucionais da holding. O planejamento da publicidade institucional e de utilidade pública das distribuidoras é realizado de forma otimizada e sinérgica, uma vez que as necessidades e os desafios enfrentados pelas empresas, muitas vezes, requerem a mesma solução. Parcela significativa foi investida em campanhas de combate às perdas comerciais (furtos e desvios de energia) e inadimplência, identificados pela área comercial como os principais desafios para recuperação de receitas. Planejadas para serem veiculadas simultaneamente a um período de intensificação das fiscalizações e demais ações institucionais, as campanhas de combate às perdas buscaram conscientizar a população sobre os riscos inerentes à realização de ligações clandestinas de energia, informar que o custo da energia furtada é pago por todos os consumidores regularizados, além de alertar que o furto de energia é crime previsto no código penal. Essa ação conjunta com a área comercial colaborou para que as perdas reduzissem de 34,28%, em 2011, para 31,01%, em 2012. Já as campanhas de incentivo a adimplência foram veiculadas juntamente com as iniciativas das distribuidoras em oferecer desconto de 100% de juros, multa e correção monetária para os pagamentos à vista das faturas atrasadas. Esses esforços foram responsáveis pela recuperação de R$ 257 milhões para os caixas das distribuidoras. Outro destaque em 2012 foi a intensificação das campanhas de segurança, uma prioridade das assessorias de comunicação, sendo realizadas em parceria com a Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia Elétrica (Abradee) e outras 50 concessionárias de energia do país. Os materiais produzidos buscaram orientar os consumidores sobre o uso seguro e consciente da energia elétrica e esclarecê-los como mitigar e evitar os possíveis riscos elétricos. Para atingir o público interno, o Macroprocesso de Comunicação, juntamente com as seis assessorias regionais, contam com as infraestruturas das intranets, quadros de

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avisos, e-mails e as transmissões via TV Lume (videoconferência), importante ferramenta corporativa para realização de eventos, reuniões, comunicados e palestras, conectando os colaboradores do Amazonas, Acre, Alagoas, Piauí, Rondônia e Roraima. Das ações que marcaram o relacionamento com os empregados em 2012, duas foram consideradas, pelos próprios colaboradores, as mais importantes. A apresentação do Plano de Negócios de Distribuição, que mobilizou os 6 mil empregados, em tempo real, durante a explanação do diretor-presidente sobre os rumos das empresas de distribuição em um horizonte de quatro anos, e a realização do projeto Entendo Nossos Desafios, que proporcionou encontros em cada uma das distribuidoras, entre o presidente e os empregados, nos quais todos puderam dialogar francamente, realizar questionamentos, opinar e tirar dúvidas sobre os mais variados assuntos relativos a distribuição. Todas as ações de comunicação das distribuidoras são divulgadas à imprensa por meio de releases. No ano de 2012, foram produzidos mais de 300 releases, que pautaram 195 matérias positivas na imprensa local e na mídia nacional, um aproveitamento de mais de 60%.

Anúncio combate às perdas (PI)

Cartaz combate às perdas (AL)

Cartaz campanha de segurança

Cartilha de segurança

Anúncio campanha de adimplência (AM)

Filipeta campanha de adimplência (PI)

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12 Pessoas 12.1 Política de Pessoal

12.3 Capacitação

Focando resultados e competências com o menor custo possível e com base na Política de Gestão de Pessoas das Empresas do Sistema Eletrobras, devidamente aprovada pela diretoria executiva das empresas de distribuição em 2010, foram adotados alguns procedimentos que objetivam, principalmente, assegurar a seleção e a movimentação de pessoas, observado o perfil profissional necessário a cada posto, em aperfeiçoamento contínuo dos processos de trabalho. Em 2012, houve a necessidade de realizar contratações para a redução de gaps de competências na Eletrobras Distribuição Acre, assim como também na Eletrobras Distribuição Alagoas e Eletrobras Distribuição Rondônia, em consequência de determinação judicial pela supressão de serviços terceirizados.

As ações educacionais e de formação, atualização e especialização nas competências críticas do negócio, desdobradas a partir do Planejamento Estratégico, foram o foco das atenções em 2012. Foram utilizados também os resultados do Sistema de Gestão de Desempenho (SGD), que permitiram avaliar as equipes de trabalho em todas as distribuidoras, com rica soma de lições aprendidas para o seu aperfeiçoamento em 2013. Nesse sentido, promoveu-se o incentivo ao autodesenvolvimento, inclusive dos níveis gerenciais, com a implantação do Programa Líder em ambiente virtual de aprendizagem, com conteúdo de renomadas escolas de negócio do mundo. Também foram realizadas capacitações fundamentais para a implantação de importantes processos, como o Escritório de Projetos e a Gestão de Riscos, além de especializações em Regulação, Automação e Smart Grid, Proteção do Sistema Elétrico, Gestão de Negócios de Energia, Direito de Energia, Normas Internacionais de Contabilidade, e outros cursos promovidos pela Universidade Corporativa do Sistema Eletrobras - UNISE. Em termos técnicos, a diretoria de Gestão preocupou-se com a atualização dos treinamentos em NR-10, de operadores de construção, operação e manutenção de redes de distribuição e linhas de transmissão. Promoveu também o treinamento do corpo de eletricistas nos Procedimentos Operacionais Padrão (POPs) das empresas distribuidoras.

Política de pessoal Cargos efetivos 2011 x 2012

Efetivo em 31/12/2011 273 1.280 2.274 1.478 743 292 6.340

Acre Alagoas Amazonas Piauí Rondônia Roraima Total

Efetivo em 31/12/2012 12,2 1.297 2.279 1.456 858 288 6.511

12.2 Meritocracia

O primeiro ciclo do SGD – Sistema de Gestão do Desempenho aplicado a todas as distribuidoras da Eletrobras, iniciado em 2011, teve a sua avaliação concluída em 2012, indicando os colaboradores que contribuíram para o cumprimento das metas de promoção na carreira, conforme demonstra o gráfico a seguir: Promoção por mérito Por distribuidora

660 30%

430 34%

356 32%

246 35%

AL Avaliados Promovidos

268

703

1.260

2.173

121 45% 1.125

265

77 29%

12.4 Segurança do trabalho

Como resultado do trabalho da diretoria de Gestão pela melhoria dos níveis de acidentes, foram implantadas políticas de segurança no trabalho, promovendo um maior envolvimento e conscientização gerencial pela preservação da vida, seja dos empregados próprios, terceiros ou do cidadão. Foram intensificadas as orientações e conscientizações para o atendimento das exigências do uso dos equipamentos de segurança, tendo como resultado a real redução dos níveis de acidentes. A principal ação em todas as distribuidoras, além das práticas habituais, está na intensificação dos trabalhos dos profissionais do Serviço Especializado em Engenharia de Segurança e em Medicina do Trabalho - SESMT, junto às empresas contratadas para prestar serviços, como forma de garantir que o prestador de serviço esteja devidamente preparado e instrumentado para o trabalho, com a devida disponibilidade e utilização dos EPIs e EPEs (equipamentos de proteção) necessários ao desenvolvimento de suas atividades. Intensificou-se também o foco na saúde ocupacional, avaliando-se as concentrações de grupos de doenças que mais afastam os colaboradores do trabalho, com o objetivo de identificar as ações Empresas de Distribuição da Eletrobras

Revisão da Força de Trabalho Terceirizada Pessoal próprio

Terceiros

Dez/11 ---

Análise individual dos contratos - Redução

Mar/13 PDI - redução do Pessoal Próprio, com 20% de reposição. Ago/13 Sinergia entre as empresas.

---

Área a serem reestruturadas: suprimento; regulatórial; contabilidade; faturamento; combate às perdas; etc.

adequadas à minimização das causas, fomentando os Programas de Prevenção de Riscos Ambientais (PPRA) e os Programas de Controle Médico e Saúde Ocupacional (PCMSO). Para tanto, investiu-se na ampliação da conscientização, parceria com as áreas técnicas e as Comissões Internas de Prevenção de Acidentes (CIPA) de cada empresa, promovendo-se melhorias de ambientes, atualização dos equipamentos, treinamento, fiscalização, entre outras ações, além de manter atualizados os Laudos Técnicos de Condições Ambientais do Trabalho (LTCAT).

Possível redução de Contratos com Terceiros.

Out/13 Otimização quali-quantitativa da Força de Trabalho. Definação da quantidade ideal. Definição da quantidade ideal. Jan/14

Redução de Terceiros.

Primarização de pessoal, limitada a Referência da ANEEL.

12.6 Redução de Custos com Pessoal

Para 2012, a diretoria executiva determinou imediatas reduções dos custos com as rubricas variáveis, tais como horas extras e adicionais de sobreaviso, recomendando estudos com vistas à real gestão da exposição às áreas de riscos, com vistas ao pagamento adequado dos adicionais de periculosidade. Foram estabelecidos limites máximos de 44 horas extras por mês e 300 horas anuais para as áreas operacionais e 150 horas anuais para as áreas administrativas. Eventuais necessidades adicionais, por força de demandas de ações emergenciais, somente com autorização do diretor-presidente, mediante proposição do diretor da área. O resultado final apresentou uma redução significativa na maioria das empresas, mesmo com os reajustes salariais anuais, exceto naquelas em que houve a adição de novos colaboradores nas áreas operacionais, conforme pode ser verificado na tabela a seguir:

12.5 Revisão da Força de Trabalho Terceirizada

A existência de mão de obra ou serviços terceirizados para atender os gaps de serviços ativos das distribuidoras ensejou ações do Ministério Público do Trabalho e decisões do Tribunal de Contas da União – TCU, com vistas à substituição dos terceiros que exerçam atividade finalística ou dos que tenham subordinação hierárquica a pessoal próprio (primarização). Embora essa ação vá contribuir para o aumento do pessoal próprio, as empresas terão um planejamento para obter a redução dos serviços de terceiros na mesma proporção, utilizando a melhoria na eficiência operacional, conforme Projeto de Redimensionamento, tendo como referência o reconhecido pela ANEEL nos estudos da tarifa.

Comparativo Dos Custos Das Despesas Variáveis Empresas

Acre

Alagoas 2011

2012

1.452

1.720

8.877

9.122 25.224 25.871

8.023

8.636

4.674

6.180

3.390

3.588

30,7

1.615

1.600

1.371

1.402

58,5

3.998

2.979

593

473

548

481

106

149

184

193

46,0 29,0

387 0

4.724 515

3.979 13.927 10.714 554 108 122

3.521 0

2.433 0

2.941 0

3.113 0

1.261 0

880 0

14,0

483

470

663

166

164

203

241

2.159 20.212 18.806 41.931 39.400 13.933 13.615

7.887

9.606

5.038

4.902

2.154

2011

2012

2011

Roraima

Adicional de Periculosidade Adicional de Periculosidade judicial Adicional de Sobreaviso Hora Extra Hora Extra judicial ou incorporada Outros adicionais (Pen, Insal) Totais

2.009

2012

R$ mil

Rondônia

2011

572

2011

Piauí

Rúbricas

1.748

2012

Amazonas

2012

2011

2012

Fonte: Folha de pagamento das empresas

68 Empresas de Distribuição da Eletrobras

A empresa contratada, por meio de processo licitatório, para elaborar os laudos de riscos iniciou os seus trabalhos no mês de setembro de 2012 e deverá tê-los concluídos no início do segundo semestre de 2013, com grande indicativo de reorganização dos adicionais de periculosidade hoje concedidos, de forma a remunerar apenas aos que são submetidos ao risco. Em outra linha, trabalhou-se intensivamente na redução das perdas das ações trabalhistas, preparando-se as equipes para a elaboração dos insumos necessários para a defesa das empresas, centrando-se no envolvimento da adequada instrução processual no que diz respeito aos pleitos, principalmente, de equiparação salarial. 12.7 Projeto de Redimensionamento da Força de Trabalho

O Projeto de Redimensionamento, buscando aproximar-se da referência definida pela Aneel na tarifa, foi criado para as empresas, tendo sido desenvolvido primeiramente na distribuidora de Alagoas como piloto. O objetivo era dimensionar os recursos conforme a produtividade mínima exigida e as demandas necessárias. A mesma metodologia será desenvolvida nas demais, com conclusão para até junho de 2013, com imediata implementação. Os objetivos do projeto são: • Aumento da capacidade de execução do processo baseado no volume diário demandado. • Aumento da produtividade das equipes de campo em razão dos turnos de trabalho. • Maior alocação de serviços por equipe com base em homem/ hora disponível. • Menor tempo de resposta (TMP) por ocorrência em função da disposição das equipes no dia. • Diminuição do backlog na carteira de serviços, consequentemente melhorando o TMA dos serviços técnicos e comerciais. • Diminuição dos deslocamentos em função da racionalização das áreas de coberturas das equipes. • Absorção dos serviços de religação dentro do mix de trabalho das equipes de Sinergia, aumentando o volume dos cortes. • Diminuição das horas extras e sobreavisos executados em fins de semana, tendo em vista a nova disposição em trabalhar de domingo a domingo em todas as localidades, onde a demanda justifica o uso de equipes. • Redução dos contratos com terceiros e razão do melhor uso de recursos próprios. As premissas para o desenvolvimento do projeto de redimensionamento são: • Padrões de deslocamentos separados por cidades e bairros, padrões de execução definidos por tipo de serviço, igual para toda a empresa. • Avaliação das curvas de demandas conforme os meses. • Análise pela média de ocorrências por dia nas respectivas faixas horárias, nos períodos de segunda a sábado e domingo. • Disposição das equipes de campo conforme o homem/hora disponível por faixa horária. • Adequação da estrutura em relação à otimização da produtividade, conforme o backlog diário.

• Divisão das unidades de serviço em áreas geográficas de atuação das equipes (localidades). • Atendimento pelas equipes de todos os serviços: religação, ocorrências de falta de energia, ordens de serviços comerciais. A realização do projeto, até o fim de 2012, considerando apenas a Eletrobras Distribuição Alagoas, apresentou os seguintes dados: Descrição

Redução de recursos (R$)

Adição de Recurso (R$)

04 Contratos Comerciais 18.664.956,74 0 Sobreavisos e Horas Extras 8.568.672,60 0 07 Contratos de Manutenção 9.118.802,00 0 23 Caminhões de Manutenção 2.121.488,32 0 03 Novos Contratos 0 6.286.000,00 de Manutenção Possível Aumento Salarial 0 1.892.202,20 Total 38.473.919,66 8.178.202,2 Resultado do Projeto 30.295.717,46 12.8 Mapeamento e Controle da Frequência ao Trabalho

Com objetivo de mapear as motivações de ausências e tratar as causas de absenteísmo, foram adquiridas e instaladas sistemáticas de gestão da frequência, em conformidade com a legislação estabelecida pelo Ministério do Trabalho e Emprego, cujos efeitos deverão ser apurados em 2013. 12.9

Gestão do Conhecimento

O mapeamento das competências específicas dos processos, que permitirão uma matriz transparente de conhecimentos necessários a cada posto de trabalho das distribuidoras, avançou no fim de 2012 e deverá ser concluído ainda no primeiro semestre de 2013. Sua gestão dependerá de ferramenta tecnológica e de informação que apoiará a multiplicação dos esforços e contribuirá para resultados mais dinâmicos e acessíveis. Em 2012, a realização de eventos de capacitação foi reforçada com o propósito de multiplicar as práticas entre as empresas, principalmente no que se refere à aquisição, desenvolvimento, retenção, armazenamento e compartilhamento do conhecimento na organização. Acredita-se que o desafio de produzir mais, melhor e com menos recursos será facilitado com a automação dos processos de conhecimento, que impulsionarão a mudança dos modelos mentais, cognitivos e comportamentais, com vistas a qualificar os empregados e sua liderança para a busca de resultados mais rentáveis e autossustentáveis. Empresas de Distribuição da Eletrobras

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13 Finanças Destacam-se as seguintes realizações no ano de 2012: • Transferência do controle societário direto da Boa Vista Energia S/A (Eletrobras Distribuição Roraima), detido pela Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A – Eletronorte, para a Centrais Elétricas Brasileiras S/A - Eletrobras, com redução da dívida da concessionária de distribuição através de capitalização de recursos. • Início do processo de capitalização dos Adiantamentos para Futuro Aumento de Capital – AFAC’s. • Fechamento dos balancetes nos prazos estabelecidos. • Implantação do comitê e definição da política de Seguros e Riscos nas empresas distribuidoras. • Gestão da imobilização das obras. • Negociação da unificação dos agentes arrecadadores, em fase final com a Caixa Econômica, Banco do Brasil e Bradesco. • Disponibilização de recursos financeiros para investimento. • Gestão Orçamentária. 13.1 Resultados Econômico-Financeiros Demonstrativo de Resultado Consolidado / R$ milhões

2011

2012

4.266,6 5.584,8 Receita Líquida (ROL) 777,1 1.345,5 Receita de Construção Rec Líq (ROL) s/ Rec Construção 3.489,5 4.239,3 4.718,5 6.489,9 Despesa Operacional 1.556,6 1.611,0 PMSO 803,3 844,6 Pessoal 79,2 Material 65,6 567,1 588,5 Serviço de Terceiros 107,0 112,3 Outros 1.364,2 2.098,2 Compra Energia/Encargos Uso 341,5 358,4 Aluguel de Grupos Geradores 777,1 1.345,5 Custo de Construção 209,6 202,2 Depreciação 392,0 823,0 Prov/Reversão 40,9 Outros 45,1 36,7 Ajuste de Ativo (Impairment) 6,4 Resultado Operacional (451,9) (905,1) Resultado Financeiro (570,4) (759,2) Resultado antes da Lei 12.783/13 (1.022,3) (1.664,3) 0,0 358,5 Ganho sobre a Lei 12.783/13 (10,4) (25,5) IR / CSLL (1.032,7) (1.331,2) Lucro (Prejuízo) Líquido

2011/ 2012 (%)

30,9% 73,2% 21,5% 37,5% 3,5% 5,1% -17,1% 3,8% 5,0% 53,8% 5,0% 73,2% -3,5% 109,9% 10,4% -82,4% 100,3% 33,1% 62,8% 145,5% 28,9%

O resultado consolidado das distribuidoras em 2012 foi impactado em cerca de R$ 325 milhões por: (i) Aumento dos gastos com a compra de energia elétrica para revenda, decorrente do aumento do despacho térmico não previsto no Sistema Interligado Nacional - SIN, por conta da baixa precipitação pluviométrica a partir de julho de 2012 (-R$ 100,0 milhões). (ii) Não formalização da renovação dos contratos de concessão das empresas de distribuição (efeito positivo de +R$ 266,0 milhões), calculado pela diferença entre o ganho sobre a Lei 12.783/13 e a provisão realizada na Eletrobras Amazonas Energia, devido ao montante de créditos tributários que não serão compensados até o final do atual contrato de concessão (julho/2015). (iii) Eventos não recorrentes como o estorno de recebíveis do fundo CCC (-R$ 321,7 milhões) e a não homologação, pela Aneel, do contrato de suprimento celebrado pela Eletrobras Distribuição Rondônia com a UTE Termonorte II (-R$ 170,0 milhões). Os efeitos indicados da não renovação dos contratos de concessão não consideram uma possível reversão das provisões relativas a ajustes realizados nos ativos das distribuidoras por conta dos testes de recuperabilidade dos ativos das empresas (teste de impairment), que totalizavam R$ 622 milhões em 31/12/2012. Ao considerar os efeitos acima indicados, o resultado consolidado passaria de um prejuízo de R$ 1.331 milhões para prejuízo de R$ 1.006 milhões. Se a renovação dos contratos de concessão tivesse sido formalizada no exercício de 2012, após a realização de novos testes de impairment e na hipótese da total reversão dos ajustes provisionados, o resultado passaria para um prejuízo de R$ 384 milhões. O cálculo da provisão para créditos de liquidação duvidosa (PCLD) foi objeto de análise por técnicos das diretorias Financeira e Comercial, com a emissão de norma padronizando o cálculo em todas as empresas. A metodologia passou a ser mais conservadora do que era praticado pelas empresas, espelhando sugestão dos auditores externos. Desta forma, em 2012 esta provisão aumentou de forma significativa e, por conta da alteração no critério, afetou negativamente o resultado consolidado em aproximadamente R$ 98,7 milhões. Finalmente, vale ressaltar que o resultado de 2012 mostrou uma forte melhoria na relação PMSO/ROL em todas as empresas, como pode ser verificado no item 5.1.3 e nas notas das Demonstrações de Resultados no Anexo I. Este fato demonstra o resultado da gestão que está sendo realizada sobre as despesas gerenciáveis com vistas à obtenção dos patamares reconhecidos pela Aneel na tarifa.

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14 Perspectivas A meta estratégica para as distribuidoras é alcançar equilíbrio em 2015, tanto na prática de níveis regulatórios (perdas, inadimplência, despesas operacionais, DEC, FEC, etc.) como para obter lucro no resultado consolidado das seis empresas. Sobre a prestação do serviço das distribuidoras da Eletrobras, ressalte-se a perspectiva de melhoria, considerando a interligação da Eletrobras Amazonas Energia ao Sistema Interligado Nacional – SIN, previsto para maio/2013; a interligação da Eletrobras Distribuição Roraima em 2015 e a entrada

em operação no fim de 2012 do 2º circuito da LT de 230 kV entre Porto Velho e Rio Branco, bem como o leilão para a LT entre Rio Branco e a localidade de Cruzeiro do Sul e os novos pontos de suprimentos projetadas para Alagoas e Piauí. Em Rondônia, é necessário ressaltar o projeto de sub-rogação da CCC para a interligação de cinco regiões do estado ao SIN. Serão investidos cerca de R$ 500 milhões em projetos que atenderão diversas localidades que ainda se encontram isoladas. Indicadores e Metas do CMDE

Amazonas Energia

Rondônia

Metas e Indicadores do CDME

2011 2012 2013 2014 Indicador utilizado

Unidade Realizado

PMSO /ROL DEC FEC Perdas Totais INAD

horas ocorrências % %

Meta

2011 2012 2013 2014 Indicador utilizado

58,4 48,7 49,4 34,1

PMSO /ROL

54,7 51,1 41,8 13,0

DEC FEC Perdas Totais INAD

60,1 50,2 39,1 11,2

51,0 40,0 41,0 38,0 30,6 25,7 10,3 9,1

Unidade Realizado

% horas ocorrências % %

Alagoas

Acre

Metas e Indicadores do CDME

2011 2012 2013 2014 Indicador utilizado

Unidade Realizado

PMSO /ROL DEC FEC Perdas Totais INAD

horas ocorrências % %

Meta

Indicador utilizado

PMSO /ROL

25,5 16,7 29,9 20,7

DEC FEC Perdas Totais INAD

24,7 18,4 22,6 16,4

22,7 16,4 18,2 14,6

% horas ocorrências % %

Roraima

Metas e Indicadores do CDME

2011 2012 2013 2014

PMSO /ROL DEC FEC Perdas Totais INAD

Unidade Realizado

% horas ocorrências % %

Meta

Indicador utilizado

PMSO /ROL

41,8 30,0 33,0 27,2

DEC FEC Perdas Totais INAD

25,9 21,4 24,6 21,5

22,9 16,0 19,4 19,2

29,6 26,0 19,7 14,6

29,0 25,4 16,6 13,0

Meta

34,7 31,2 38,9 28,6 46,2 45,2 23,4 16,5

65,9 55,3 21,0 15,5

42,1 36,6 19,8 14,6

40,1 34,0 18,1 14,5

2011 2012 2013 2014

35,6 34,2 45,4 26,6 34,2 26,1 30,4 23,0

31,4 26,0 22,8 20,3

Unidade Realizado

Piauí

Indicador utilizado

38,6 28,9 27,8 18,4

2011 2012 2013 2014

40,4 34,2 39,2 27,9 26,3 20,1 27,0 17,7

Meta

35,3 30,0 29,7 24,7

Unidade Realizado

% horas ocorrências % %

Meta

54,4 38,0 55,0 41,4 12,6 20,1 15,8 25,4

11,9 23,8 12,3 29,2

11,5 10,9 22,6 18,9 10,9 8,9 20,1 17,9

Observação: A meta do indicador PMSO/ROL para 2013 considera o Programa de Incentivo ao Desligamento – PID. Por esta razão e pelo impacto na Receita causado pelas medidas da Lei 12.783/2013, a meta para 2013 é maior do que o realizado em 2012.

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Anexo I – Resultado Econômico-Financeiro por Empresa com Comentários sobre as Principais Variações entre 2011 e 2012

Demonstrativo de Resultado Amazonas R$ milhões

Receita Líquida (ROL) Receita de Construção Rec Líq (ROL) s/ Rec Construção Despesa Operacional PMSO Pessoal Material Serviço de Terceiros Outros Compra Energia/Combunstível/CCC/Encargos Combustível CCC Energia Elátrica Comprada para Revenda Encargos de Uso do Sistema de Tramissão Aluguel de Grupos Geradores Depreciação Prov/Reversão Custo de Construção Outros Ajuste de Ativo (Impairment) Resultado Operacional Resultado Financeiro Resultado antes da Lei 12.783/13 Ganho sobre a Lei 12.783/13 IR / CSLL Lucro (Prejuízo) Líquido • Aumento da receita devido ao reajuste positivo de 15,43% na tarifa de fornecimento, vigorando de 01/11/2011 até 30/10/2012, e ao crescimento do mercado (9,5%). Vale ressaltar a forte contribuição para o aumento da receita advinda do programa de redução de perdas. O percentual de perdas totais diminuiu 2,78 pontos percentuais em 2012, passando de 41,84% em 2011 para 39,06% em 2012. • O PMSO em 2012 ficou 2% menor do que em 2011, tendo a relação PMSO/ROL passado de 58,4% em 2011 para 48,7% em 2012. • Aumento da compra de energia/combustível/CCC/encargos, devido ao crescimento dos gastos com combustíveis (30,9%) sem igual crescimento da recuperação do fundo CCC (15,2%). • Elevação das despesas com aluguel de grupos geradores, de forma a prover mais capacidade de geração e evitar racionamento tanto no interior como na capital.

74 Empresas de Distribuição da Eletrobras

2011

2012

2011/2012 (%)

1.611,7 462,3 1.149,4 1.754,8 671,6 309,3 62,1 248,0 52,2 (16,6) 2.516,1 (2.712,0) 179,3 0,0 313,6 133,2 166,3 462,3 24,4 0,0 (143,1) (483,1) (626,2) 0,0 0,0 (626,2)

2.070,4 719,2 1.351,2 2.451,4 658,3 327,2 46,8 251,7 32,6 267,8 3.294,3 (3.124,6) 98,1 0,0 351,6 139,4 323,7 719,2 (8,5) 0,0 (381,0) (618,6) (999,6) 171,2 0,0 (828,4)

28,5% 55,6% 17,6% 39,7% -2,0% 5,8% -24,6% 1,5% -37,6% 1713,3% 30,9% 15,2% -45,3% 12,1% 4,7% 94,6% 55,6% -135,0% 166,3% 28,0% 59,6% 32,3%

• Aumento das provisões em função dos seguintes valores: provisão de impairment sobre os créditos tributários, no valor de R$ 92,5 milhões; provisão para crédito de liquidação duvidosa (PCLD) no valor de R$ 86,9 milhões; provisão para perda com prescrição de créditos tributários no valor de R$ 36,0 milhões e provisão para perda na alienação de bens no valor de R$ 24,9 milhões. Em 2011 estas provisões não tiveram reflexo, exceto a PCLD. • Resultado Financeiro – Redução da receita associada à atualização monetária de valor a receber do fundo CCC (Lei nº 12.111/2009) entre ago/09 e dez/11 pela baixa expectativa de realização de seu valor. Aumento das despesas de encargos de dívidas por conta das novas liberações de contratos de empréstimos e financiamentos e do arrendamento mercantil, que aumentou 17,5%, em função do aumento da taxa do IGP-M (4,99% em 2011 e 7,56% em 2012). Juros e multas de R$ 178,9 milhões, cujo aumento é devido principalmente à redução da receita dos créditos constituídos da atualização do valor a receber da CCC entre ago/09 a dez/11.

Demonstrativo de Resultado - Alagoas R$ milhões

• Aumento da receita devido ao crescimento do mercado cativo de energia em 13,29%. Vale ressaltar a forte contribuição para o aumento da receita advinda do programa de redução de perdas. O percentual de perdas totais diminuiu 2,95 pontos percentuais em 2012. • O PMSO ficou muito próximo do realizado em 2011, tendo a relação PMSO/ROL passado de 40,4% em 2011 para 34,2% em 2012.

2011

2012

705,0 67,9 637,1 771,5 257,4 164,6 2,3 78,8 11,7 377,6 67,9 13,2 52,2 3,2 0,0 (66,5) 18,0 (48,5) 0,0 0,0 (48,5)

876,1 117,9 758,3 980,1 259,3 155,9 3,4 79,7 20,3 492,0 117,9 5,5 103,6 1,77 0,0 (103,9) 9,5 (94,4) 10,6 0,0 (83,8)

2011/2012 (%)

24,3% 73,6% 19,0% 27,0% 0,7% -5,3% 46,1% 1,1% 73,4% 30,3% 73,6% -58,3% 98,5% -44,6% 56,3% -47,0% 94,5% 72,6%

• O aumento de 98,5% nas provisões foi decorrente principalmente da mudança no critério da PCLD. • As despesas financeiras tiveram o aumento de R$ 18,8 milhões enquanto as receitas aumentaram R$ 10,4 milhões. As principais contas do aumento das despesas foram: a atualização dos AFAC´s, aumento de encargos, variação monetários decorrentes de financiamentos e empréstimos com a Eletrobras e a conta garantida com a Caixa Econômica.

• A compra de energia aumentou R$ 101,2 milhões, correspondentes a 29,32 %, devido ao aumento do mercado, novos contratos de compra oriundos de leilões e da energia de curto prazo comprada na CCEE. • Os encargos de uso do sistema apresentaram um aumento de R$ 9,4 milhões, como consequência do acionamento das térmicas, e os demais encargos aumentaram R$ 3,8 milhões.

Empresas de Distribuição da Eletrobras

Demonstrativo de Resultado - Piauí R$ milhões

• O aumento da receita foi decorrente do crescimento do consumo (+14,2 %), da receita de uso da rede e energia de curto prazo (+15%) e outras receitas devidas a serviços relacionados ao fornecimento de energia (+40%). Vale ressaltar a forte contribuição para o aumento da receita advinda do programa de redução de perdas. O percentual de perdas totais diminuiu 2,67% em 2012; • O aumento de 20% do PMSO deve-se ao crescimento dos gastos com a rubrica pessoal, que em 2012 teve um montante menor de transferências para investimento do que em 2011 e dos serviços de terceiros com a entrada de novos contratos para manutenção de redes de distribuição, linhas de subtransmissão e abertura e conservação de faixas. O aumento dos gastos com a rubrica outros é basicamente pela implantação do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, que serão reconhecidos na próxima revisão tarifária. Apesar do crescimento do PMSO em 2012, a relação PMSO/ROL passou de 35,6% em 2011 para 34,2% em 2012.

76 Empresas de Distribuição da Eletrobras

2011

805,2 99,0 706,2 730,1 251,6 141,2 6,5 91,7 12,1 363,0 99,0 22,0 (9,1) 3,7 0,0 75,1 (22,8) 52,3 0,0 (10,4) 41,9

2012

2011/2012 (%)

1.162,1 274,1 888,0 1.156,3 303,8 164,2 6,7 103,2 29,7 474,7 274,1 16,4 64,6 22,8 0,0 5,7 (53,8) (48,1) 11,6 0,0 (36,5)

44,3% 176,8% 25,7% 58,4% 20,7% 16,3% 2,8% 12,5% 145,3% 30,8% 176,8% -25,6% 807,2% 524,5% -92,4% 136,3% -191,9% 100,0% -187,0%

• O aumento dos gastos com a rubrica compra de energia deve-se ao aumento do mercado (+5,15%) e novos contratos de compra de energia resultante de leilões com um preço maior do que os contratos anteriores. Um fato que impactou a compra de energia em 2012 foi a recontabilização realizada em 2012 pela CCEE no valor de R$ 15,3 milhões, em decorrência da falha no sistema de faturamento e medição (SCDE) em alguns meses de 2011. • O aumento das provisões deve-se à transferência à reserva de crédito no valor total de R$ 30,8 milhões. • O aumento de aproximadamente R$ 15,1 milhões na rubrica outros se deve à despesa com baixa de bens do ativo imobilizado.

Demonstrativo de Resultado - Rondônia R$ milhões

Receita Líquida (ROL) Receita de Construção Rec Líq (ROL) s/ Rec Construção Despesa Operacional PMSO Pessoal Material Serviço de Terceiros Outros Compra Energia/Encargos Uso Custo de Construção Depreciação Prov/Reversão Outros Ajuste de Ativo (Impairment) Resultado Operacional Resultado Financeiro Resultado antes da Lei 12.783/13 Ganho sobre a Lei 12.783/13 IR / CSLL Lucro (Prejuízo) Líquido • A principal causa do aumento da receita é o crescimento de 26,1% na receita de fornecimento, devido ao incremento de 14,4% no consumo do mercado cativo e do repasse médio de +10,1% na tarifa em 30/11/2011. Contribuiu, também, o aumento de 15% em outras receitas operacionais devido ao aumento dos serviços relacionados ao fornecimento de energia elétrica. Vale ressaltar a forte contribuição para o aumento da receita advinda do programa de redução de perdas. O percentual de perdas totais diminuiu 5,0% em 2012. • O PMSO cresceu 7,2% em 2012 com relação a 2011, com destaque para o crescimento do serviço de terceiros. As principais variações foram o aumento dos serviços de manutenção e operação, serviços relacionados ao atendimento aos consumidores, inspeção/ fiscalização de unidades consumidora, corte e religação e Serasa. Destaca-se que a empresa atingiu as metas de DEC/FEC e recuperou receitas da ordem de R$ 52,8 milhões com as ações comerciais. Houve redução das despesas com os seguintes serviços: vigilância (-18%), administrativo – pessoa jurídica (-74%), fretes e carretos (-59%), telefonia fixa (-24%) e reprografia (-9,36%). A relação PMSO/ROL passou de 35,3% em 2011 para 30,0% em 2012.

2011

723,4 82,6 640,8 839,8 226,3 97,5 5,4 93,1 30,3 420,3 82,6 26,1 82,1 2,4 0,0 (116,4) (22,8) (139,2) 0,0 0,0 (139,2)

2012

2011/2012 (%)

982,5 174,8 807,7 1.235,3 242,6 101,4 6,4 102,7 32,0 585,5 174,8 25,2 198,5 8,8 0,0 (252,8) (27,4) (280,2) 108,5 (25,5) (197,2)

35,8% 111,6% 26,0% 47,1% 7,2% 4,0% 19,6% 10,4% 5,5% 39,3% 111,6% -3,6% 141,7% 266,5% 117,2% 20,0% 101,3% 41,7%

• O aumento com a energia comprada é devido principalmente pelo fato da Aneel, no processo de reajuste tarifário em 2011, ter reconhecido o valor de R$ 29,2/MWh para a energia do contrato com a Termonorte II, a ser cedido pela Eletronorte. Como essa cessão ainda está em análise pela Aneel, a empresa ficou considerada descontratada e liquidou a energia na CCEE pelo PLD, a um valor médio em 2012 igual a R$ 166,64/MWh. O fundo CCC reembolsa a diferença entre este valor e o valor médio do ACR, igual a R$ 156,98/ MWh em 2012. Toda a diferença entre o valor médio do ACR e o valor definido pela Aneel na tarifa multiplicada pela energia comprada foi contabilizado como despesa, embora este montante constituísse uma CVA a ser reconhecida na revisão tarifária em 2013. • O aumento das provisões deveu-se ao registro de R$ 131,2 milhões como contrato oneroso, análise realizada no contrato da Termonorte II e ao aumento de R$ 34,2 milhões na PCLD. • Embora apresente um prejuízo nos resultados, a empresa teve um lucro tributável em R$ 25,6 milhões na contabilidade fiscal, que contribuiu para o resultado final.

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• O aumento da receita deveu-se ao aumento do consumo em 23,9%, e ao reajuste médio de +13% no reajuste tarifário em novembro de 2011. Vale ressaltar a forte contribuição para o aumento da receita advinda do programa de redução de perdas. O percentual de perdas totais em 2012 foi de 12,3%, o menor índice já alcançado pela companhia e 22,4% menor se comparado com 2011 que foi de 15,8%. • O PMSO decresceu 9,5%, tendo a relação PMSO/ROL passado de 54,4% em 2011 para 38,0% em 2012. O decréscimo na rubrica Outros foi devido a uma recuperação de valores baixados em exercícios anteriores relativos ao ICMS, produto de mudança do sistema de cobrança desse tributo. • O aumento da rubrica compra de energia reflete o aumento do consumo e o aumento do custo da energia comprada de 10,6% em novembro de 2011 e de 2,51% em novembro de 2012.

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2011

2012

159,1 25,8 133,2 308,6 72,5 54,8 1,4 15,2 1,1 92,9 25,8 6,4 91,2 0,3 19,5 (149,5) (24,8) (174,4) 0,0 0,0 (174,4)

192,5 20,0 172,4 305,2 65,6 56,0 1,1 15,7 (7,2) 118,4 20,0 7,2 70,9 (0,5) 23,7 (112,8) (24,7) (137,5) 12,1 0,0 (125,3)

2011/2012 (%)

21,0% -22,3% 29,4% -1,1% -9,5% 2,2% -22,9% 3,7% -756,8% 27,4% -22,3% 12,5% -22,3% -291,0% 21,5% -24,6% -0,6% -21,2% -28,1%

• Apesar da resistência da inadimplência na classe poder público, houve uma redução da PCLD em 2012 em virtude do resultado obtido nas demais classes de consumo e do fato que as provisões do poder público já haviam sido registradas em 2011. • O teste de recuperabilidade dos ativos (impairment) da empresa indicou a necessidade de aumento da provisão, para este fim, em R$ 23,7 milhões.

Demonstrativo de Resultado - Acre R$ milhões

2011

2012

262,2 39,5 222,8 313,7 77,3 35,9 1,4 40,4 (0,5) 126,9 27,9 39,5 8,7 9,3 6,9 17,2 (51,5) (34,8) (86,3) 0,0 0,0 (86,3)

301,2 39,5 261,7 361,5 81,5 40,0 1,2 35,4 5,0 159,7 6,8 39,5 8,6 61,8 20,8 (17,2) (60,3) (44,2) (104,5) 44,5 0,0 (60,0)

2011/2012 (%)

14,9% 0,1% 17,5% 15,2% 5,5% 11,3% -17,9% -12,2% 1189,7% 25,8% -75,6% 0,0% -1,8% 563,4% 199,9% -200,0% 17,1% 26,8% 21,0% -30,5%

• O teste de recuperabilidade dos ativos (impairment) possibilitou uma reversão da provisão de R$ 17,2 milhões, realizada em 2011. • A redução do resultado financeiro em 26,8% deveu-se ao ajuste a valor presente de juros a transcorrer aplicado nos parcelamentos, o que não ocorreu em 2011.

• O aumento dos gastos em compra de energia e encargos deveu-se ao crescimento do mercado e do aumento do preço da energia no ambiente regulado. • O aumento nas provisões é devido à mudança de critério no cálculo da PCLD, principalmente na rubrica parcelamento, decorrente dos acordos realizados no passado com órgãos públicos estaduais e municipais.

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