Relatório de Gestão da Ceal 2014 - Eletrobras Distribuição Alagoas

Transcrição

COMPANHIA ENERGÉTICA DE ALAGOAS
RELATÓRIO DE GESTÃO
EXERCÍCIO 2014
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA
ELETROBRAS
RELATÓRIO DE GESTÃO DO EXERCÍCIO DE 2014
MACEIÓ – AL
2015
EXERCÍCIO 2014
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA
ELETROBRAS
RELATÓRIO DE GESTÃO DO EXERCÍCIO DE 2014
Relatório de Gestão do exercício de 2014 apresentado aos
órgãos de controle interno e externo e à sociedade, como
prestação de contas anual a que esta Unidade Jurisdicionada
está obrigada, nos termos do parágrafo único do art. 70 da
Constituição Federal, elaborado de acordo com as disposições
da IN TCU nº 63/2010, da DN TCU nº 134/2013, da Portaria
TCU nº 90/2014 e das orientações do órgão de controle interno
(Portaria CGU Nº 522, de 04 de março de 2015).
MACEIÓ – AL
2015
EXERCÍCIO 2014
LISTA DE ABREVIAÇÕES E SIGLAS
ABRAVA – Associação Brasileira de Refrigeração, Ar Condicionado, Ventilação e Aquecimento
AGO – Assembleia Geral Ordinária
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica
Cc – Número total de unidades consumidoras faturadas no conjunto no período de apuração,
atendidas em baixa ou média tensão
CDE – Conta de Desenvolvimento Energético
CGU – Controladoria Geral da União
CMDE – Contrato de Metas e Desempenho Empresarial
CMN – Conselho Monetário Nacional
CNAE – Cadastro Nacional de Atividade Econômica
CPPD – Comissão Permanente de Processo Disciplinar
CTIAT – Comitê de Tecnologia da Informação, Automação e Telecomunicações
DEC – Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora
DEST – Departamento de Coordenação e Controle das Empresas Estatais
DIC – Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão
DIRPF – Declaração de Imposto de Renda Pessoa Física
DOE – Diário Oficial do Estado
DOU – Diário Oficial da União
DRT – Delegacia Regional do Trabalho
EBC – Empresa Brasil de Comunicação
FACEAL – Fundação Ceal de Assistência Social e Previdência
FEC – Frequência equivalente por unidade consumidora
FIC – Frequência de interrupção individual por unidade consumidora ou por ponto de conexão,
expressa em número de interrupções
FPM – Fundo de Participação Municipal
IASC – Índice Aneel de Satisfação do Consumidor
IBGE – Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística
IN – Instrução Normativa
INAD - Inadimplência
INSS – Instituto Nacional de Seguro Social
IPHAN – Instituto do Patrimônio Histórico e Artístico Nacional
LOA – Lei Orçamentária Anual
MME – Ministério de Minas e Energia
PAC – Plano Anual de Comunicação
PAINT – Plano Anual de Atividades de Auditoria Interna
PCR – Plano de Carreira e Remuneração
PEE – Programa de Eficiência Energética
PID – Plano de Incentivo ao Desligamento
P&D – Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico
PMD – Plano de Melhoria de Desempenho
PMSO – Pessoal, Material, Serviços e Outras Despesas
PPA – Plano Plurianual de Investimentos
RAIS – Relatório Anual de Informações Sociais
RGR – Reserva Global de Reversão
SECOM – Secretaria de Comunicação do Governo Federal
EXERCÍCIO 2014
SGD – Sistema de Gestão de Desempenho
SIASG – Sistema Integrado de Administração de Serviços Gerais
SIAFI – Sistema Integrado de Administração Financeira do Governo Federal
SIORG – Sistema de Informações Organizacionais do Governo Federal
STIUEA – Sindicato dos trabalhadores nas Indústrias Urbanas no Estado de Alagoas
SMA – Superintendência de Mediação Administrativa Setorial
TCU – Tribunal de Contas da União
TMA – Tempo Médio de Atendimento
TMAE – Tempo médio de atendimento a Emergências
TMD – Tempo de deslocamento
TME – Tempo de execução
TMP – Tempo de preparação
TD – Tempo de deslocamento da equipe de atendimento emergencial
TE – Tempo de execução do serviço até o seu reestabelecimento pela equipe de atendimento
emergencial
TP – Tempo de preparação da equipe de atendimento emergencial
UG – Unidades Gestoras
UJ – Unidade Jurisdicionada
UO – Unidade Orçamentária
EXERCÍCIO 2014
LISTA DE TABELAS, QUADROS, GRÁFICOS E FIGURAS
Figura 1 - Organograma Funcional .................................................................................................... 26
Figura 2 - Análise do Ambiente Interno............................................................................................. 72
Figura 3 - Fluxograma para construção do Planejamento Estratégico ............................................... 74
Figura 4 - Desdobramento das Estratégias ......................................................................................... 76
Gráfico 1 – Evolução do índice de Perdas Anualizadas - % .............................................................. 85
Gráfico 2 – Variação Absoluta Perdas 2014 – NE ............................................................................. 87
Gráfico 3 – Comparativo das Perdas – Capital x Interior .................................................................. 87
Gráfico 4 – Comparativo entre os índices IASC alcançado pela Companhia (Companhia
Energética de Alagoas), média Nordeste, média Brasil e a empresa Benchmark no ano de 2014 .... 98
Gráfico 5 – comparativo entre as metas estabelecidas, para o IASC e os resultados alcançados
pela Companhia .................................................................................................................................. 98
Gráfico 6 – Variação Absoluta de Perdas 2014 – NE ...................................................................... 100
Gráfico 7 – Comparativo das Perdas – Capital x Interior ................................................................ 101
Gráfico 8 - Índice Geral de Favorabilidade por Fator ...................................................................... 113
Quadro 1 – Identificação da UJ – Relatório de Gestão Individual (Quadro A.1.1.1) ........................ 13
Quadro 2 – Informações sobre áreas ou subunidades estratégicas (Quadro A.1.3) ........................... 27
Quadro 3 – Macroprocessos Finalístico (Quadro A.1.4) ................................................................... 31
Quadro 4 – Acompanhamento do PAINT/2014 ................................................................................. 53
Quadro 5 – Itens de Controle ............................................................................................................. 55
Quadro 6 – Avaliação do Sistema de Controles Internos da UJ (Quadro A.2.4) ............................... 58
Quadro 7 – Remuneração dos Conselhos de Administração e Fiscal (Quadro A.2.5.2) ................... 61
Quadro 8 – Síntese da Remuneração dos Administradores (Quadro A.2.5.3) ................................... 62
Quadro 9 – Síntese da Remuneração dos Administradores (Quadro A.2.5.3) ................................... 62
Quadro 10 – Síntese da Remuneração dos Administradores (Quadro A.2.5.3) ................................. 62
Quadro 11 – Detalhamento de Itens da Remuneração Variável dos Administradores (Quadro
A.2.5.4) ............................................................................................................................................... 63
Quadro 12 – Indicadores Estratégicos ................................................................................................ 77
Quadro 13 – Indicadores corporativos ............................................................................................... 78
Quadro 14 – Programa Temático (Quadro A.5.2.1) ........................................................................... 80
Quadro 15 – Programa de governo constante do PPA – De Gestão e manutenção ........................... 80
Quadro 16 - Crescimento de consumo por classes ............................................................................. 83
Quadro 17 – Objetivo fixado pelo PPA (Quadro A.5.2.2) ................................................................. 88
Quadro 18 – Objetivos de Programa Temático de Responsabilidade da UJ (Quadro A.5.2.2) ......... 88
Quadro 19 – Ações de responsabilidade da UJ – OFSS (Quadro A.5.2.3.1) ..................................... 89
Quadro 20 - Ações vinculadas a programa temático de responsabilidade da UJ ............................... 89
Quadro 21 - Ações vinculadas a programa temático de responsabilidade da UJ ............................... 90
Quadro 22 – Ações vinculadas a programa de gestão, manutenção e serviços ................................. 90
Quadro 25 – Ações do Orçamento de Investimento (Quadro A.5.2.3.4) ........................................... 92
Quadro 29 – Demonstrativo da Execução Econômica/financeira, no exercício 2014 ....................... 95
Quadro 30 - Objetivos, metas e iniciativas do PPA 2012-2015 ......................................................... 96
Quadro 31 – Variações de Custos (Quadro A.5.5) ........................................................................... 102
EXERCÍCIO 2014
Quadro 32 – Força de Trabalho da UJ (Quadro A.7.1.1.1) .............................................................. 105
Quadro 33 – Distribuição da Lotação Efetiva (Quadro A.7.1.1.2) .................................................. 105
Quadro 34 – Detalhamento da estrutura de cargos em comissão e funções gratificadas da UJ
(Quadro A.7.1.1.3) ........................................................................................................................... 105
Quadro 35 – Custos do pessoal (Quadro A.7.1.3) ............................................................................ 109
Quadro 36 – Cargos e atividades inerentes a categorias funcionais do plano de cargos da
unidade jurisdicionada (Quadro A.7.1.4.2) ...................................................................................... 110
Quadro 37 – Contratos de prestação de serviços de limpeza e higiene e vigilância ostensiva
(Quadro A.7.2.1) .............................................................................................................................. 116
Quadro 38 – Contratos de prestação de serviços com locação de mão de obra (Quadro A.7.2.2) .. 117
Quadro 39 – Composição do Quadro de Estagiários (Quadro A.7.2.4) ........................................... 121
Quadro 40 – Contratos na Área de Tecnologia da Informação em 2014 (Quadro A.9.1) ............... 129
Quadro 41 – Demonstrativo do cumprimento, por autoridades e servidores da UJ, da obrigação
de entregar a DBR (Quadro A.11.3) ................................................................................................ 133
Quadro 42 – Composição Acionária do Capital Social (Quadro A.12.7.1) ..................................... 135
Tabela 1 – Equipe Auditoria Interna CEAL....................................................................................... 51
Tabela 2 – Auditorias Realizadas em 2014 ........................................................................................ 52
Tabela 3 – Relação entre a quantidade de recomendações feitas e a quantidade de
recomendações implementadas .......................................................................................................... 54
Tabela 4 – Eventos apurados pela Comissão Permanente de Processo Disciplinar (CPPD) ............. 57
Tabela 5 – Comunicação das Estratégias .......................................................................................... 77
Tabela 6 – Custos e Despesas Operacionais .................................................................................... 103
Tabela 7 – Ações educacionais ........................................................................................................ 107
Tabela 8 – Quantidade de servidores da UJ por faixa etária ............................................................ 107
Tabela 9 – Quantidade de servidores da UJ por nível de escolaridade ............................................ 108
Tabela 10 - Resumo dos indicadores gerenciais .............................................................................. 113
Tabela 11 – Acidentes de trabalho e doenças ocupacionais............................................................. 114
Tabela 12 – Índice de rotatividade por faixa etária .......................................................................... 114
Tabela 13 – Educação continuada .................................................................................................... 115
Tabela 14 – Cargos e atividades inerentes a categorias funcionais do plano de cargos da
unidade jurisdicionada...................................................................................................................... 120
Tabela 15 – Valor por tipo de aplicação .......................................................................................... 123
Tabela 16 – Relação dos sistemas e a função de cada um deles ...................................................... 127
Tabela 17 - Eventuais necessidades de novos sistemas informatizados ou funcionalidades, suas
justificativas e as medidas programadas e/ou em curso para obtenção dos sistemas ...................... 128
EXERCÍCIO 2014
LISTA DE ANEXOS
ANEXOS .......................................................................................................................................... 139
Anexo I ............................................................................................................................................. 140
Anexo II............................................................................................................................................ 142
Anexo III .......................................................................................................................................... 144
Anexo IV .......................................................................................................................................... 156
Anexo V ........................................................................................................................................... 158
Anexo VI .......................................................................................................................................... 200
Anexo VII ......................................................................................................................................... 265
Anexo VIII ....................................................................................................................................... 278
Anexo IX .......................................................................................................................................... 291
Anexo X ........................................................................................................................................... 293
Anexo XI .......................................................................................................................................... 302
Anexo XII ......................................................................................................................................... 391
EXERCÍCIO 2014
SUMÁRIO
INTRODUÇÃO ................................................................................................................................. 12
A – CONTEÚDO GERAL ................................................................................................................. 13
1. IDENTIFICAÇÃO E ATRIBUTOS DAS UNIDADES JURISDICIONADAS CUJAS
GESTÕES COMPÕEM O RELATÓRIO.......................................................................................... 13
1.1. Identificação da unidade jurisdicionada ................................................................................... 13
1.2. Finalidade e competências institucionais da unidade jurisdicionada........................................ 24
1.3. Organograma funcional ............................................................................................................ 25
1.4. Macroprocessos finalísticos ...................................................................................................... 31
1.4.1 Identificação dos Processos Corporativos conduzidos de forma centralizada para as 6 (seis)
EDE e os principais produtos deles decorrentes ................................................................................ 31
1.4.2 Macroprocessos – Processos Corporativos ............................................................................... 34
1.4.3 Processos Corporativos de Apoio à Alta Administração da UJ ................................................ 34
1.4.3.1 Macroprocesso: Secretaria Geral ........................................................................................... 34
1.4.3.2 Macroprocesso: Gestão de Projetos ....................................................................................... 35
1.4.3.3 Macroprocesso: Sustentabilidade e Meio Ambiente .............................................................. 35
1.4.3.4 Macroprocesso de Planejamento Estratégico ......................................................................... 36
1.4.4 Processos Corporativos Finalísticos da UJ................................................................................ 36
1.4.4.1 Macroprocesso: Cobrança e Arrecadação .............................................................................. 36
1.4.4.2 Macroprocesso: Cadastro e Faturamento ............................................................................... 37
1.4.4.3 Macroprocesso: Atendimento ao Consumidor ....................................................................... 38
1.4.4.4 Macroprocesso: Mercado e Compra de Energia .................................................................... 39
1.4.4.5 Macroprocesso: Medição e Combate às Perdas ..................................................................... 39
1.4.4.6 Macroprocesso: Distribuição de Energia ............................................................................... 40
1.4.4.7 Macroprocesso: Planejamento da Expansão .......................................................................... 40
1.4.4.8 Macroprocesso: Projetos e Obras de Engenharia ................................................................... 41
1.4.4.9 Macroprocesso: Pesquisa, Desenvolvimento, Eficiência Energética e Outros Projetos
Especiais ............................................................................................................................................. 41
1.4.4.10 Macroprocesso: Processos Tarifários ................................................................................... 42
1.4.5 Processos Corporativos de Suporte da UJ ................................................................................. 43
1.4.5.1 Macroprocesso: Operações Financeiras ................................................................................. 43
1.4.5.2 Macroprocesso: Gestão e Controle Orçamentário ................................................................. 43
1.4.5.3 Macroprocesso: Gestão Contábil e Tributária ........................................................................ 43
1.4.5.4 Macroprocesso: Desenvolvimento Organizacional ................................................................ 44
1.4.5.5 Macroprocesso: Relações Trabalhistas e Sindicais ................................................................ 45
1.4.5.6 Macroprocesso: Gestão de Pessoas ........................................................................................ 45
1.4.5.7 Macroprocesso: Desenvolvimento de Pessoas ....................................................................... 46
1.4.5.8 Macroprocesso: Tecnologia da Informação e Telecomunicações .......................................... 47
1.4.5.9 Macroprocesso: Qualidade de Materiais e Fornecedores ....................................................... 47
1.4.5.10 Macroprocesso: Licitação Centralizada ............................................................................... 48
1.4.5.11 Macroprocesso: Planejamento de Suprimentos.................................................................... 48
2. INFORMAÇÕES SOBRE A GOVERNANÇA ............................................................................ 50
2.1 Estrutura de Governança .............................................................................................................. 50
2.1.1 Comitês de Apoio à Governança ............................................................................................... 50
2.1.1.1 Comissão de Ética da CEAL (Resolução 033/2015) ............................................................. 50
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EXERCÍCIO 2014
2.1.1.2 Comissão Permanente de Processo Disciplinar – CPPD (Resolução 162/2011) ................... 51
2.1.1.3 Comitê de Tecnologia da Informação, Automação e Telecomunicações – CTIAT
(Resolução 148/2011) ........................................................................................................................ 51
2.2 Atuação da unidade de auditoria interna ...................................................................................... 51
2.2.1 Estratégia de atuação em relação à unidade central e às unidades ou subunidades
descentralizadas .................................................................................................................................. 51
2.2.2 Informações quantitativas e qualitativas (área de negócio, unidade regional, objeto etc.)
das auditorias e/ou fiscalizações realizadas no exercício de referência do relatório de gestão.......... 52
2.2.3 Demonstração da execução do plano anual de auditoria, contemplando avaliação
comparativa entre as atividades planejadas e realizadas, destacando os trabalhos mais
relevantes, as principais constatações e as providências adotadas pela gestão da unidade
jurisdicionada ..................................................................................................................................... 53
2.2.3.1 Relação entre a quantidade de recomendações feitas e a quantidade de recomendações
implementadas pela alta gerência ....................................................................................................... 54
2.2.4 Eventuais redesenhos feitos recentemente na estrutura organizacional da unidade de
auditoria, inclusive reposicionamento na estrutura da unidade jurisdicionada, demonstrando os
ganhos operacionais deles decorrentes ............................................................................................... 54
2.2.5 Opinião do auditor interno sobre a qualidade dos controles internos relacionados à
apuração dos resultados dos indicadores utilizados para monitorar e avaliar a governança e o
desempenho operacional unidade jurisdicionada ............................................................................... 54
2.2.5.1 Orçamento de Custeio P(Sobreaviso, Periculosidade e Hora Extra), M, S e O ..................... 55
2.2.5.2 Cumprimento físico das auditorias programadas no PAINT ................................................. 55
2.2.5.3 Reclamação do cliente interno de dado enviado com erro e/ou fora do prazo....................... 55
2.2.5.4 Regularização dos pontos de auditoria no prazo levantados nos exames registrados no
Relatório com plano de ação definidos dentro do exercício .............................................................. 55
2.2.5.5 Acidentes com colaborador e/ou com veículo ....................................................................... 56
2.2.5.6 Absenteísmo ........................................................................................................................... 56
2.3 Sistema de correição..................................................................................................................... 56
2.4 Avaliação do Funcionamento dos Controles Internos.................................................................. 58
2.5 Remuneração paga a administradores .......................................................................................... 60
2.5.1 Política de Remuneração dos Membros da Diretoria Estatutária e dos Conselhos de
Administração e Fiscal ....................................................................................................................... 60
2.5.2 Demonstrativo da Remuneração Mensal de Membros de Conselhos ....................................... 61
2.5.3 Demonstrativo Sintético da Remuneração de Membros de Diretoria e de Conselhos.............. 62
2.5.4 Demonstrativo da Remuneração Variável dos Administradores .............................................. 63
3. RELACIONAMENTO COM A SOCIEDADE ............................................................................. 64
3.1 Canais de acesso do cidadão ........................................................................................................ 64
3.1.1 Conselho de Consumidores ....................................................................................................... 64
3.1.2 Ouvidoria ................................................................................................................................... 64
3.2 Carta de Serviços ao Cidadão....................................................................................................... 64
3.3 Mecanismos para medir a satisfação dos produtos e serviços ..................................................... 65
3.4 Acesso às informações da unidade jurisdicionada ....................................................................... 65
3.5 Avaliação do desempenho da unidade ......................................................................................... 65
3.6 Medidas relativas à acessibilidade ............................................................................................... 66
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EXERCÍCIO 2014
4. AMBIENTE DE ATUAÇÃO ........................................................................................................ 67
4.1 Informaçõe sobre o ambiente de atuação da unidade jurisdicionada .......................................... 67
4.1.1 Caracterização e o comportamento do mercado de atuação ..................................................... 67
4.1.2 Principais empresas que atuam ofertando produtos e serviços similares ao da unidade
jurisdicionada ..................................................................................................................................... 68
4.1.3 Contextualização dos produtos e serviços ofertados pela unidade jurisdicionada em
relação ao seu ambiente de atuação.................................................................................................... 68
4.1.4 Ameaças e oportunidades observadas no seu ambiente de negócio .......................................... 68
4.1.5 Informações gerenciais sucintas sobre o relacionamento da unidade jurisdicionada com os
principais clientes de seus produtos e serviços .................................................................................. 68
4.1.5.1 Conselho de Consumidores .................................................................................................... 68
4.1.5.2 Ouvidoria ................................................................................................................................ 69
4.1.6 Descrição dos riscos de mercado e as estratégias para mitigá-los ............................................ 69
4.1.7 Principais mudanças de cenários ocorridas nos últimos exercícios .......................................... 69
5. PLANEJAMENTO E RESULTADOS ALCANÇADOS.............................................................. 71
5.1 Planejamento da unidade .............................................................................................................. 71
5.1.1 Formulação das Estratégias ....................................................................................................... 71
5.1.1.1 Análise do Mercado de atuação e suas fontes ........................................................................ 72
5.1.1.2 Análise do Ambiente Interno da Organização ....................................................................... 72
5.1.1.3 Definição dos riscos empresariais e das principais estratégias e objetivos da organização ... 72
5.1.1.4 Avaliação do modelo de negócio em consonância com a definição das estratégias .............. 75
5.1.1.5 Estratégias de Atuação Frente aos Objetivos Estratégicos..................................................... 75
5.1.2 Execução do Plano de Metas ou de Ações ................................................................................ 75
5.1.2.1 Alocação de recursos .............................................................................................................. 76
5.1.3 Comunicação das estratégias ..................................................................................................... 76
5.1.4 Principais objetivos estratégicos da unidade para o exercício de 2014..................................... 77
5.2 Programação orçamentária e financeira e resultados alcançados ................................................. 80
5.2.1 Programa Temático ................................................................................................................... 80
5.2.1.1Análise Situacional .................................................................................................................. 81
5.2.1.1.1 Programa 2033 – Energia Elétrica ...................................................................................... 81
5.2.1.1.2 Mercado de Energia Elétrica ............................................................................................... 81
5.2.1.1.3 Indicadores Operacionais .................................................................................................... 83
5.2.1.1.4 Perdas Globais de Energia Elétrica ..................................................................................... 85
5.2.2 Objetivo ..................................................................................................................................... 88
5.2.2.1 Análise Situacional ................................................................................................................. 88
5.2.2.1.1 Análise Situacional dos Objetivos do Programa 2033 – Energia Elétrica .......................... 88
5.2.3 Ações ......................................................................................................................................... 89
5.2.3.1 Ações – OFSS ........................................................................................................................ 89
5.2.3.2 Ações – Orçamento de Investimento – OI ............................................................................. 92
5.2.3.3 Análise Situacional ................................................................................................................. 95
5.2.3.3.1 Programa 2033 – Energia Elétrica ...................................................................................... 95
5.2.3.3.2 Programa Luz para Todos (11XE) ...................................................................................... 96
5.2.3.3.3 Ampliação do Sistema de Distribuição (3375) ................................................................... 96
5.2.3.3.4 Manutenção do Sistema de Distribuição (6749) ................................................................. 97
5.2.3.3.5 Adequação do Sistema de Comercialização e Distribuição (20P3) .................................... 97
5.2.3.3.6 Manutenção e Adequação de Bens Móveis, Imóveis, Equipamentos, e Ativos de
Informática, Informação e Teleprocessamento (4101-4102-4103) .................................................... 97
5.3 Informações sobre indicadores de desempenho operacional ....................................................... 97
5.3.1 Índice Aneel de Satisfação do Consumidor – IASC ................................................................. 97
9
EXERCÍCIO 2014
5.3.2 Indicadores DEC e FEC ............................................................................................................ 99
5.3.3 Perdas Totais ............................................................................................................................. 99
5.3.4 INAD (INADIMPLÊNCIA) ................................................................................................... 101
5.3.5 Tempo Médio de Atendimento à Ocorrências Emergenciais – TMAE .................................. 102
5.4 Informações sobre custos de produtos e serviços....................................................................... 102
5.4.1 Razões para o aumento no custo de energia ............................................................................ 102
5.4.2 Razões para o aumento no PMSO ........................................................................................... 103
6. TÓPICOS ESPECIAIS DA EXECUÇÃO ORÇAMENTÁRIA E FINANCEIRA ..................... 104
6.1 Despesas com ações de publicidade e propaganda .................................................................... 104
7. GESTÃO DE PESSOAS, TERCEIRIZAÇÃO DE MÃO DE OBRA E CUSTOS
RELACIONADOS ........................................................................................................................... 105
7.1 Estrutura de pessoal da unidade ................................................................................................. 105
7.1.1 Demonstração e Distribuição da Força de Trabalho à Disposição da Unidade
Jurisdicionada ................................................................................................................................... 105
7.1.1.1 Análise Crítica dos dados apresentados nos Quadros A.7.1.1.1, A.7.1.1.2 e A.7.1.1.3 ....... 106
7.1.1.2 Conclusões de eventuais estudos realizados para avaliar a distribuição do pessoal no
âmbito da unidade jurisdicionada, especialmente no contexto da execução da sua atividade-fim .. 106
7.1.2 Qualificação e Capacitação da Força de Trabalho .................................................................. 106
7.1.2.1 Ações Educacionais.............................................................................................................. 107
7.1.2.2 Desenvolvimento de Lideranças .......................................................................................... 107
7.1.2.3 Educação a Distância ........................................................................................................... 107
7.1.2.4 Qualificação do Quadro de Pessoal da Unidade Jurisdicionada Segundo a Idade ............... 107
7.1.2.5 Qualificação do Quadro de Pessoal da Unidade Jurisdicionada Segundo a Escolaridade ... 108
7.1.3 Custos de pessoal da unidade jurisdicionada .......................................................................... 109
7.1.4 Irregularidades na área de pessoal ........................................................................................... 110
7.1.4.1 Acumulação Indevida de Cargos, Funções e Empregos Públicos ....................................... 110
7.1.4.2 Terceirização Irregular de Cargos ........................................................................................ 110
7.1.4.2.1 Análise Crítica da Situação da Terceirização no Órgão .................................................... 110
7.1.5 Riscos Identificados na Gestão de Pessoas ............................................................................. 112
7.1.6 Indicadores Gerenciais sobre Recursos Humanos .................................................................. 113
7.1.6.1 Clima Organizacional ........................................................................................................... 113
7.1.6.2 Absenteísmo ......................................................................................................................... 113
7.1.6.3 Acidentes de Trabalho e Doenças Ocupacionais ................................................................. 114
7.1.6.4 Rotatividade (turnover) ........................................................................................................ 114
7.1.6.5 Educação Continuada ........................................................................................................... 115
7.2 Contratação de mão de obra de apoio e de estagiários ............................................................... 116
7.2.1 Contratação de Serviços de Limpeza, Higiene e Vigilância ................................................... 116
7.2.2 Locação de Mão de Obra para Atividades não Abrangidas pelo Plano de Cargos do Órgão . 117
7.2.3 Análise Crítica dos itens 7.2.1 e 7.2.2 ..................................................................................... 120
7.2.4 Contratação de Estagiários ...................................................................................................... 121
7.3 Unidades Jurisdicionadas Patrocinadoras de Entidade Fechada de Previdência
Complementar .................................................................................................................................. 122
7.3.1 Informações sobre as entidades fechadas de previdência complementar patrocinadas, em
especial quanto à correta aplicação dos recursos repassados e à conformidade com a legislação
pertinente e com os objetivos a que se destinarem........................................................................... 122
7.3.1.1 Demonstrativo Anual ........................................................................................................... 122
7.3.1.1.1 Valor total da folha de pagamento dos empregados participantes .................................... 122
7.3.1.1.2 Valor total das contribuições pagas pelos empregados participantes ............................... 122
7.3.1.1.3 Valor total das contribuições pagas pela patrocinadora .................................................... 122
10
EXERCÍCIO 2014
7.3.1.1.4 Valor total de outros recursos repassados pela patrocinadora ........................................... 123
7.3.1.1.5 Discriminação da razão ou motivo do repasse de recursos que não sejam contribuições 123
7.3.1.1.6 Valor total por tipo de aplicação e respectiva fundamentação legal ................................. 123
7.3.1.1.7 Síntese da manifestação da Secretaria de Previdência Complementar ............................. 124
7.3.1.1.8 Avaliação da política de investimentos da entidade fechada de previdência
complementar, evidenciado o retorno das aplicações, bem como sua conformidade com a
Resolução 3792/2009, do Conselho Monetário Nacional ................................................................ 125
7.3.2 Informações sobre as ações de fiscalização empreendidas no exercício com base no
disposto no art. 25 da Lei Complementar nº 108/2001, demonstrando o tipo de fiscalização
efetuada, a data em que ocorreram, as principais constatações e as providências adotadas para
sanear as irregularidades verificadas ................................................................................................ 126
7.3.2.1 Principais constatações ......................................................................................................... 126
7.3.2.2 Providências ......................................................................................................................... 126
8. GESTÃO DA TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO .................................................................. 127
8.1 Gestão da Tecnologia da Informação (TI) ................................................................................. 127
8.1.1 Relação dos sistemas e a função de cada um deles ................................................................. 127
8.1.2 Eventuais necessidades de novos sistemas informatizados ou funcionalidades, suas
justificativas e as medidas programadas e/ou em curso para obtenção dos sistemas ...................... 128
8.1.3 Relação dos contratos que vigeram no exercício de referência do relatório de gestão,
incluindo a descrição de seus objetos, demonstração dos custos relacionados a cada contrato,
dados dos fornecedores e vigência ................................................................................................... 128
9. ATENDIMENTO DE DEMANDAS DE ÓRGÃO DE CONTROLE......................................... 133
9.1 Tratamento de determinações exaradas em acórdão do TCU .................................................... 133
9.2 Tratamento de recomendações do órgão de controle interno ..................................................... 133
9.2.1 Recomendações do Órgão de Controle Interno atendidas no exercício .................................. 133
9.2.2 Situação das recomendações do OCI pendentes de atendimento ao final do exercício .......... 133
9.3 Declaração de Bens e Rendas Estabelecida na Lei n° 8.730/93 ................................................. 133
9.3.1 Situação do Cumprimento das Obrigações Impostas pela Lei 8.730/93 ................................. 133
9.3.2 Situação do Cumprimento das Obrigações ............................................................................. 133
9.4 Medidas adotadas em caso de dano ao Erário ............................................................................ 134
9.4.1 Quantidade de casos que foram objeto de medidas administrativas internas ......................... 134
9.4.2 Quantidade de tomadas de contas especiais cuja instauração foi dispensada nos termos do
art. 6º da IN TCU nº 71/2012 ........................................................................................................... 134
9.4.3 Quantidade de tomadas de contas especiais instauradas no exercício, remetidas e não
remetidas ao Tribunal de Contas da União ...................................................................................... 134
9.5 Alimentação Sistema Integrado de Administração de Serviços Gerais – SIASG e Sistema de
Gestão de Convênios, Contratos de Repasse e Termos de Parceria – SICONV .............................. 134
10. INFORMAÇÕES CONTÁBEIS ................................................................................................ 135
10.1 Apuração dos custos dos programas e das unidades administrativas....................................... 135
10.2 Demonstrações Contábeis e Notas Explicativas exigidas pela Lei nº 6.404/1976 ................... 135
10.3 Composição Acionária das Empresas Estatais ......................................................................... 135
10.3.1 Composição Acionária do Capital Social como Investida .................................................... 135
10.4 Relatório de Auditoria Independente ....................................................................................... 136
11. OUTRAS INFORMAÇÕES SOBRE A GESTÃO .................................................................... 137
11.1 Informações não exigidas neste Anexo que sejam consideradas relevantes pela unidade
jurisdicionada para demonstrar a conformidade e o desempenho da gestão no exercício ............... 137
CONSIDERAÇÕES FINAIS ........................................................................................................... 138
11
EXERCÍCIO 2014
INTRODUÇÃO
O Relatório de Gestão da Companhia Energética de Alagoas – CEAL apresenta de forma sucinta as
realizações referentes ao exercício 2014. O mesmo contém textos, quadros e tabelas sobre as
realizações nesse exercício. Todas as informações que foram realizadas podem ser consultadas.
Os itens 6.1 e 6.5 da parte A, constantes da DN TCU Nº 134/2013, não são aplicados à CEAL por
serem dados específicos das U.J. que usam SIAFI – Sistema Integrado de Administração
Financeira do Governo Federal. O mesmo ocorre com o Capítulo 8, tendo em vista que a
abrangência se restringe às Unidades dos Poderes Legislativo e Judiciário, do Ministério Público da
União e do Tribunal de Contas da União, unidades da administração direta, autarquias, fundações e
empresas estatais dependentes que tiveram sob sua responsabilidade a administração de imóveis e
que utilizaram o Sistema de Gerenciamento dos Imóveis de Uso Especial da União – SPIUnet no
exercício de referência do relatório de gestão. Por sua vez, o item 12.1 também não se aplica à
CEAL, por esta ser uma empresa (Sociedade Anônima) de direito privado.
As informações referentes aos resultados da empresa se encontram presentes no Capítulo 5, não
havendo outras a serem prestadas para preenchimento do item 5.3.
Comparando os meses de janeiro a maio de 2013 e 2014, percebeu-se um incremento de custos da
ordem de 32,3%, sem a adequada cobertura tarifária, o que impactou fortemente o fluxo de caixa
desta concessionária e impossibilitou a realização dos investimentos na forma como previstos, com
consequente impacto nos resultados esperados.
As dificuldades financeiras decorrentes do desequilibrio tarifário podem ser consideradas como o
principal fator de dificuldade para alcance dos objetivos propostos. Espera-se que esta realidade seja
alterada no decorrer dos próximos exercícios, de forma a possibilitar uma melhoria nos resultados
operacionais da concessionária.
12
EXERCÍCIO 2014
A – CONTEÚDO GERAL
1. IDENTIFICAÇÃO E ATRIBUTOS DAS UNIDADES JURISDICIONADAS CUJAS
GESTÕES COMPÕEM O RELATÓRIO
1.1 Identificação da Unidade Jurisdicionada
Quadro 1 – Identificação da UJ – Relatório de Gestão Individual (Quadro A.1.1.1)
Identificação da Unidade Jurisdicionada
Poder: Executivo
Órgão de Vinculação: Ministério de Minas e Energia
Código SIORG: 947101
Denominação completa: Companhia Energética de Alagoas
Denominação abreviada: CEAL
Código SIORG: Não se Aplica
Código LOA: Não se Aplica
Código SIAFI: Não se Aplica
Situação Operacional: Ativa
Natureza Jurídica: Sociedade de Economia Mista
Principal Atividade Econômica: Concessionária de distribuição de energia elétrica
Código CNAE: 35.14-0-00
Telefones/Fax de contato:
(082) 2126-9300
(082) 2126-9200
(082) 2126-9366
E-mail:
Página na Internet: http://www.eletrobrasalagoas.com/
Endereço Postal: Av. Fernandes Lima, nº 3349 – Gruta de Lourdes, Maceió/AL CEP: 57.057-000
Normas relacionadas à Unidade Jurisdicionada
Normas de criação e alteração da Unidade Jurisdicionada
 Lei nº 2.137 de 08/04/1959 – Autoriza o Poder Estadual a organizar uma sociedade de economia mista, por
ações, destinada a realizar o aproveitamento, exploração e distribuição de energia elétrica no Estado de Alagoas.
 Escritura Pública de constituição da Sociedade Anônima de Economia Mista – Companhia de Eletricidade de
Alagoas – CEAL. Cartório Heitor Martins – Tabelião do 4º Ofício Maceió, AL. Livro nº 71 – Fls. 111v a 120v –
lavrada em 17/08/1960.
 Decreto Presidencial nº 50.793 de 15/06/1961 – Concede autorização para funcionar como empresa de energia
elétrica a Companhia de Eletricidade de Alagoas.
 Lei Estadual nº 4.450 de 05 de julho de 1983 cria a Companhia Energética de Alagoas – CEAL
Outras normas infralegais relacionadas à gestão e estrutura da Unidade Jurisdicionada
ORGANIZACIONAL
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MAN SOR 12.00 Regimento interno - Comissão de Ética
DG-DO/RI-001 Regimento de Comitê de Normas e Processos e Aprovação
MPS-DG-05/N-001 Norma de Padronização das Práticas da Organização
PR-PI-02/N-001 Norma de Gestão Estratégica
DG-GP-01/N-004 Política de Prevenção e Combate ao Assédio Moral e Sexual no Ambiente de Trabalho
DF-FT-02/N-003 Norma de Riscos e Seguros
SECRETARIA GERAL
 MPC-PR-08/N-01 Norma do Macroprocesso da Secretaria Geral
 MPC-PR-08/P-01 Procedimento Secretaria Geral
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EXERCÍCIO 2014
COMISSÃO DE PROCESSO DISCIPLINAR
 DG-GP-01/N-001 Norma de Deveres dos Empregados, Proibições e Penalidades
 MPS-DG-01/N-001 Norma de Apuração de Irregularidades
RECURSOS HUMANOS
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NOR SRH 01.00 Recrutamento e Seleção
INS SRH 00.01 Função de Motociclista
NOR SRH 12.00 Benefícios Assistenciais aos Aposentados
NOR SRH 14.00 Brigada de Emergência
NOR SSA 25.00 Procedimentos de Segurança
INS SSA 25.05 Comunicação de Acidentes e Doenças do Trabalho
NOR SRH 16.00 Ergonomia Aplicada ao Trabalho
NOR SRH 13.00 Assistência aos dependentes Especiais
DG-GP-03/N-020 Norma de Incentivo às Atividades Físicas
MPS-DG-02/N-001 Norma do Macroprocesso de Educação Corporativa
DG-GP-01/N-017 Norma de Auxílio Educacional Escolar – Creche, Pré-escola, Babá, Material Escolar
DG-GP-01/N-006 Norma de Empréstimo em Consignação
DG-GP-01/N-018 Norma de Auxílio Educacional Ensino Superior
DG-GP-01/N-005 Norma de Regime de Sobreaviso
MPS-DG-02/P-001 Procedimento de Controle e Avaliação das Ações Educacionais
MPS-DG-02/P-002 Procedimento de Pós Graduação - Lato Sensu e Stricto Sensu
MPS-DG-02/P-003 Procedimento de Idioma Estrangeiro
DG-GP-01/N-013 Norma de Rescisão Contratual de Trabalho – Sem Justa Causa
DG-GP-01/N-015 Fornecimento de Vales Alimentação/Refeição
DG-GP-01/N-031 Norma de Estágio de Estudantes
DG-GP-01- /N- 011 Norma de Gratificação de Função
DG-GP-01/N-008 Norma Transferência e Remanejamento de Empregado
DG-GP-01/N-009 Norma de Cessão e Requisição de Empregados
DG-GP-01/N-027 Norma da Comissão Interna de prevenção de Acidentes
MPS-DG-02/N-002 Norma de Desenvolvimento e Capacitação de Pessoas
DG-GP-01/N-008 Norma de Frequência, Jornada de Trabalho e Horas Extras
DG-GP-01/P-032 Procedimento de Requisição, Fornecimento, Uso, Devolução e Substituição de Equipamentos
de Segurança
DG-GP-01 P-008 Procedimento para concurso de remanejamento ou transferência
DG-GP-01/N-004 Norma de Férias
DG-GP-01/P-009 Procedimento de Controle de Frequência
DG-GP-01/N-033 Comunicação de Acidente e Quase Acidente
DG-GP-01/N-032 Equipamentos de Segurança
DG-GP-03/N-019 Auxílio Saúde
DG-GP-01/P-010 Procedimento de Gestão do Auxílio Saúde
DG-GP-01/N-034 Norma de Exames Ocupacionais
DG-GP-01/P-011 Procedimento de Gestão dos Auxílios de Promoção e Manutenção da Saúde
DG-GP-01/P-012 Procedimento de Gestão dos Auxílios Educacionais
DG-GP-02/N-004 Norma de Adicional de periculosidade
DG-GP-01/P-013 Procedimento de Atualização dos Dados Cadastrais
DG-GP-01/P-014 Procedimento de Descontos por Parcerias Regulares
MPS-DG-01/M-001 Manual de Descrição dos Cargos do PCR
MPS-DG-04/M-001 Manual de Inspeção da Qualidade de Materiais e Equipamentos
DG-GP-01/N-008 Norma de Frequência, Jornada de Trabalho e Horas Extras
SUSTENTABILIDADE
 PR-ST-01/N-001 Norma de Implantação e Gestão do Programa de Coleta Seletiva Solidária
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EXERCÍCIO 2014
 PR-ST-01/P-001 Procedimento de Coleta Seletiva
SUPRIMENTOS
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DG-LC-04/N-001 Norma de aquisição de bens e serviços
DG-LC-04/N-002 Norma de administração de materiais
DG-SU-04/N-003 Norma de inventário de Materiais e Equipamentos
DG-SU-04/N-002 Norma de armazenamento de materiais e instalações
DG-SU-04/N-004 Norma de alienação de bens
PR-LC-03/N-002 Norma de Gestão e Fiscalização de Contratos de Bens, Obras e Serviços
PR-SU-04/P-001 Procedimento de Devolução de Materiais
ASSESSORIA JURÍDICA
 PR-AJ-01/P-001 Procedimento de Aquisição de Serviços Advocatícios
AUDITORIA INTERNA
 PR-AU-01/N-001 Relatórios de Auditoria Interna
TRANSPORTES
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NOR STR 01.00 Transporte Coletivo para Condução de Empregados
INS STR 00.02 Credencial do Condutor de Veículo
NOR STR 04.00 Locação de Veículos de Terceiros
DG-GA-07/N-001 Norma Administração e Condução da Frota de Veículos
PLANEJAMENTO E EXPANSÃO
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INS SCS 00.01 Credenciamento de Engenheiro
NOR SCS 01.00 Serviço de Análise e Elaboração de Projeto
INS SDI 00.10 Elaboração e Análise de Projetos de Rede de Distribuição e Subestação em 13.8
MPN-DP-01/N-001 Norma de Atualização do Sistema Técnico da Distribuição
DP-PD-01/P-002 Procedimento de Participação Financeira do Consumidor
DP-PD-01/P-001 Antecipação do Atendimento do Fornecimento de Energia Elétrica
DP-PD-01/P-004 Critérios de Execução de Serviços de Topografia
SERVIÇO DA DISTRIBUIÇÃO – Comercial
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NOR SDI 21.00 Consumidor de Baixa Renda
NOR SDI 18.00 Fraude
NOR SCF 09.00 Ações de Indenizações Comerciais
INS.SCF 00.04 Cálculo das Diferenças de Faturamento Irregular de Consumo
INS.SCF 00.05 Procedimento para Suspensão do Fornecimento de Energia Elétrica por Falta de Pagamento
(Geração da Ordem de Serviço de Corte)
INS.SCF 00.06 Processo de Cobrança Administrativa Inclusão de Clientes no Cadastro do Serviço de Proteção
ao Crédito
NOR.SCF 19.00 Gestão do Processo de Corte por Falta de Pagamento
NOR.SCF 13.00 Encerramento de Ordem de Serviço de Corte por Pagamento da Fatura de Energia
NOR.SCF 11.00 Denúncia de Fornecimento de energia para Terceiros
NOR.SCF 12.00 Recebimento de Denúncia de Procedimento Irregular e Ligação Clandestina
NOR.SCF 14.00 Geração Campanha de Inspeção em Unidades Consumidoras
NOR.SCF 15.00 Inspeção da Medição e do Padrão de Entrada de Unidades Consumidoras Atendidas em Baixa
Tensão e Detecção de Procedimento Irregular
NOR.SCF 18.00 Detecção e Regularização de Ligações Clandestinas
NOR SCF 24.00 Distribuição e Controle de Selos Lac
NOR SCF 20.00 Faturamento de UC do Grupo "A"
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EXERCÍCIO 2014
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NOR SCF 21.00 Faturamento de UC do Grupo "B"
NOR SCF 22.00 Procedimento para Impressão de Faturas do Grupo "B"
NOR SCF 23.00 Gestão do Processo de Cobrança Judicial
NOR SCF 25.00 Atendimento ao Cliente com Débito em outra UC
INS SCF 00.07 Reclamação por Erro de Débito em Conta
INS SCF 00.09 Reclamação por Erro de Leitura
INS SCF 00.10 Reclamação por Fatura de Energia Elétrica não Entregue
INS SCF 00.12 Reclamação de Valores Faturados por Média
INS SCF 00.08 Faturamento por Média de Três Ciclos Consecutivos
INS SCF 00.11 Controle Diário do Faturamento
INS SCF 00.14 Resgate de Cheque Devolvido
INS SCF 00.16 Devolução de Pagamento Recebido em Duplicidade (Energia e Encargos)
INS SCF 00.17 Reclamação por Valores Faturados - Encargos e Taxas
INS SCF 00.18 Instalar Ramal de Ligação em UC com Fornecedor de Energia Elétrica Suspenso
INS SCF 00.19 Reclamação por Corte Indevido
INS SCF 00.22 Reclamação por Irregularidade na Medição
NOR.SCF 17.00 Faturamento da Irregularidade
NOR SCF 26.00 Faturamento dos Serviços Cobráveis
NOR SCF 28.00 Emissão de Reaviso para Fornecimento do Grupo A
NOR SCF 29.00 Vistoria da Unidade Consumidora do Grupo B
NOR SCF 30.00 Entrega de Faturas de Energia Elétrica
NOR SCF 31.00 Leitura de Medidores do Grupo B
NOR SCF 32.00 Lançamento de Débitos para Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa (PCLD)
NOR SCF 33.00 Atendimento ao Pedido de Fornecimento ao Cliente do Grupo A e Optante
NOR SCF 34.00Atendimento ao Pedido de Fornecimento ao Cliente do Grupo B
NOR SCF 35.00 Tratamento de Débitos Incobráveis
NOR SCF 36.00 Auditoria de Implantação dos Procedimentos Comerciais
NOR SCF 37.00 Registro das Irregularidades de Leitura
NOR SCF 38.00 Emissão de Reaviso para Fornecimento do Grupo B
INS SCF 00.13 Reclamação de UC Ligada e Contrato Pendente
INS SCF 00.20 Estorno de Arrecadação por Pagamento de Fatura de Energia Elétrica de Terceiro
INS SCF 00.21 Revisão Cadastral de Unidades Consumidoras em Campo
NOR SCF 27.00 Alterações Cadastrais (cliente e UC) e Mudança de Titularidade
INS SCF 00.23 Pagamento da Guia de Previdência Social - GPS
INS SDI 00.08 Desligamento no Sistema de Distribuição
NOR.SCF 75.00 Critérios para Definição do Ponto de Entrega
NOR.SCF 39.00 Procedimento para a Leitura dos Medidores do Grupo A
NOR.SCF 40.00 Orientação ao Cliente sobre a Estrutura Tarifária e as Opções de Faturamento
NOR.SCF 41.00 Gestão e Controle do Prazo do Fornecimento Provisório
NOR. SCF 42.00 Gestão do Processo de Religação
NOR.SCF 43.00 Definição do Calendário de Leituras
NOR.SCF 44.00 Orientação ao Cliente sobre a Medição Instalada
NOR.SCF 45.00 Execução Automática da Arrecadação
NOR.SCF 46.00 Estabelecimento da Tensão de Fornecimento
NOR.SCF 47.00 Orientação ao Cliente sobre Prazos de Ligação nos Casos de Extensão de Rede
NOR.SCF 48.00 Gestão do Processo de Atendimento ao Pedido de Fornecimento de Iluminação Pública
NOR.SCF 49.00 Aprovação do calendário de Leitura
NOR.SCF 51.00 Execução Manual da Arrecadação
NOR.SCF 52.00 Orientação ao Cliente Quanto ao Padrão de Entrada da UC.
NOR.SCF 53.00 Condicionantes para Mudança de Grupo Tarifário.
NOR.SCF 54.00 Análise da Demanda Contratada-Tensão Primária.
NOR.SCF 55.00 Valores Mínimos Faturáveis
NOR.SCF 56.00 Processo de Encerramento das Relações Contratuais para Clientes do Grupo A
NOR.SCF 57.00 Processo de Encerramento das Relações Contratuais - Grupo B.
NOR.SCF 58.00 Gestão do Processo do Fornecimento Precário.
NOR.SCF 59.00 Composição da Fatura de Energia Elétrica.
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EXERCÍCIO 2014
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NOR.SCF 60.00 Prazos de Entrega de Faturas
NOR.SCF 61.00 Análise e Definição da Necessidade de Rede - Universal
NOR.SCF 62.00 Atendimento a Solicitação de Aumento de Carga _BT - BT_
NOR.SCF 63.00 Atendimento a Solicitação de Aumento de Carga _BT - AT
NOR.SCF 64.00 Atendimento a Solicitação de Aumento de Carga _AT - AT_
NOR.SCF 65.00 Cadastro das Unidades Consumidoras
NOR.SCF 66.00 Orientações ao Cliente Quanto ao Projeto das Instalações Elétricas das UCs
NOR.SCF 67.00 Analisar Fatura - Geração de OS em Bloco
NOR.SCF 68.00 Contratação de Conexão e Uso do Sistema de Distribuição
NOR.SCF 69.00 Medição e Faturamento de Clientes Liv
NOR.SCF 70.00 Análise e Reconhecimento da Sazonalidade para Fins de Faturamento.
NOR.SCF 71.00 Atendimento a Solicitação de Desligamento para Reforma do Padrão Entrada
NOR.SCF 72.00 Enquadramento no Programa Luz para Todos
NOR.SCF 73.00 Verificação da Atividade da UC para Classificação e Aplicação Tarifa
NOR.SCF 74.00 Faturamento do Fornecimento de Iluminação Pública
NOR.SCF 76.00 Cobrança da COSIP
NOR.SCF 77.00 Contratação de Energia Pura
INS.SCF 00.24 Tratamento de Liminar Judicial
INS.SCF 00.25 Substituição de Fatura do Grupo B
INS.SCF 00.44 Reclamação por dados do Contrato Incorretos
INS.SCF 00.26 Reclamação por Reclamação não Atendida
INS.SCF 00.27 Realizar Leitura e Entrega Simultânea
INS.SCF 00.36 Reclamação por Ordem de Serviço não Atendida
INS.SCF 00.28 Manutenção e Melhoria do Sistema AJURI
INS.SCF 00.64 Reclamação de Agente Arrecadador
INS.SCF 00.29 Instalar Lacna Caixa de Medição da UC
INS.SCF 00.30 Geração Manual de Lançamentos
INS.SCF 00.31 Geração Automática de Lançamentos a Faturar
INS.SCF 00.32 Estatísticas de Atendimento Comercial e COD
INS.SCF 00.33 Verificação Metrológica de Medidor de Energia Elétrica
INS.SCF 00.34 Serviço Telefônico Comercial e Técnico Integrado
NOR.SCF 61.00 Análise e Definição da Necessidade de Rede - Universalização
INS.SCF 00.35 Remeter Declaração por Solicitação do Cliente
INS.SCF 00.39 Procedimento para Levantamento de Carga Instalada
INS.SCF 00.50 Gerência de Equipes
INS.SCF 00.51 Controle de Veículos
INS.SCF 00.53 Emissão de 2a Via de Energia Elétrica através da Internet
INS.SCF 00.55 Controle de Senhas de Atendimento
INS.SCF 00.57 Programação e Pré-programação de Serviços
INS.SCF 00.83 Encargos Diversos.
INS.SCF 00.86 Conclusão de OS em Bloco
INS.SCF 00.89 Efetuar Cálculo Financeiro
INS.SCF 00.90 Consumos Adicionais.
NOR.SCF 55.00 Valores Mínimos Faturáveis
NOR.SCF 59.00 Composição da Fatura de Energia Elétrica
INS.SCF 00.40 Faturamento Eventual Antecipado
INS.SCF 00.61 Faturamento de Penalidades - DIC, FIC e DMIC
INS.SCF 00.54 Reclamação por Verificação Metrológica
INS.SCF 00.62 Fatura Agrupada por Órgão Pagador
INS.SCF 00.63 Emissão de Fatura Especial
INS.SCF 00.67 Emissão de Fatura Complementar
INS.SCF 00.68 Emissão de Fatura de Consumo Final.
INS.SCF 00.72 Alterar Data de Vencimento da Fatura de Energia Elétrica
INS.SCF 00.81 Cadastro de Entrega Alternativa de faturas de Energia Elétrica.
INS.CF 00.85 Diretrizes para Faturamento Plurimestral
INS.SCF 00.87 Entrega de Faturas de Energia do Grupo A.
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EXERCÍCIO 2014
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INS.SCF 00.91 Análise das Estatísticas de Faturamento para Melhoria do Processo
INS.SCF 00.92 Conceitos de Faturamento
INS.SCF 00.94 Substituição de Fatura por Acúmulo de Consumo
INS.SCF 00.45 Definir Itinerário de Leitura no Cadastramento da UC
INS.SCF 00.73 Carregar e Descarregar Leituras
NOR.SCF 08.00 Contratação de Agentes Arrecadadores
INS.SCF 00.58 Arrecadação por Encontro de Contas
INS.SCF 00.93 Suspensão do Fornecimento de Energia por Falta de Pagamento
NOR.SCF 06.00 Parcelamento de Débito de Terceiros
INS.SCF 00.41 Cadastramento do Débito em Conta - Geração de Arquivos
INS.SCF 00.77 Liberação e Cobrança de Ligação de Iluminação Natalina
INS.SCF 00.37 Desligamento de Unidade Consumidora com Retirada do Medidor
INS.SCF 00.38 Atualização das Tarifas e dos Serviços Cobráveis no Sistema AJURI
INS.SCF 00.79 Inclusão de Clientes no Cadastro da SERASA
INS.SCF 00.42 Desligamento de UC com Fornecimento de Energia Elétrica Suspenso no Ponto de Derivação
INS.SCF 00.56 Desligamento de UC no Ponto de Derivação a Pedido do Cliente
INS.SCF 00.65 Religação de UC com Fornecimento de Energia Elétrica Suspenso na Caixa de Proteção ou na
Medição
INS.SCF 00.75 Geração de OS em Bloco para Inspeção de Cortado
INS.SCF 00.46 Processo de Instalação de Medidor e Ramal de Ligação
INS.SCF 00.47 Manutenção de Medidores.
INS.SCF 00.84 Corrigir Histórico da Medição
INS.SCF 00.48 Correção dos Dados da Medição
INS.SCF 00.43 Inspeção e Manutenção em Coletor de Leituras
INS.SCF 00.80 Cadastramento de Semáforos, Sinalizado e Assemelhados.
NOR.SCF 56.00 Procedimento de Encerramento das Relações Contratuais para Clientes do Grupo A
INS.SCF 00.59 Entrega do Contrato de Fornecimento ao Cliente do Grupo A.
INS.SCF 00.70 Contratação na Estrutura Tarifária Convencional e Horo-sazonal
INS.SCF 00.60 Emissão e Entrega do Contrato de Adesão.
INS.SCF 00.52 Reclamação por Fatura não Arrecadada
INS.SCF 00.74 Enquadramento de UC na Subclasse Residencial Baixa Renda
NOR.SCF 61.00 Análise e Definição da Necessidade de Rede Universal
INS.SCF 00.49 Reclamação junto aos Órgãos de Defesa do Consumidor
INS.SCF 00.03 Cancelamento de Faturas. Ed.02
INS.SCF 00.95 Entrega de Faturas de Energia do Grupo B. Ed.02
INS SCF 00.15 Refaturamento das Unidades Consumidoras do Grupo A. Ed. 02
INS SCF 00.20 Estorno de Arrecadação por Pagamento de Fatura de Terceiro. Ed.02
INS.SCF 00.05 Suspensão do Fornecimento de Energia por Falta de Pagamento - Grupo B. Ed.02
DC-CA-01/N-001 Tratamento das Reclamações dos Consumidores
MPN-DC-01/N-003 Norma Alteração de Titularidade
MPN-DC-01/N-005 Norma Concessão do Benefício Tarifa Social de Energia Elétrica
DC-CA-01/N-001 Norma Fornecimento Provisório de Energia Elétrica
DC-CA-01/N-002 Norma Solicitação de Fornecimento de Energia Elétrica em Média Tensão
MPN-DC-01/N-004 Norma Cadastro de Unidade Consumidora
DC-CA-01/N-008 Norma Atendimento a UCs Equipamento de Sobrevivência Humana
DG-GT-06/R-002 Regimento do Comitê Gestor do Sistema de Gestão Comercial AJURÍ
MPN-DC-01/N-006 Norma de acesso de minigeração distribuída em MT
MPN-DC-01/P-001 Procedimento de acesso de minigeração distribuída em MT
MPN-DC-01/N-007 Norma de acesso de microgeração em BT
DC-CA-01/P-001 Procedimento de Baixa de Agente Arrecadador
MPN-DC-01/P-002 Procedimento de acesso de microgeração em BT
MPN-DC-01/NDEE-01 Norma Técnica - Fornecimento de Energia Elétrica em Média Tensão
MPN-DC-01/NDEE-02 Norma Técnica - Fornecimento de Energia Elétrica em Baixa Tensão (Edificações
Individuais)
MPN-DC-01/NDEE-03 Norma Técnica - Fornecimento de Energia Elétrica em Baixa Tensão (Edificações
Coletivas)
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EXERCÍCIO 2014
TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO
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NOR SIN 01.00 Política de Uso da Internet
DG-TI-06/N-002 Norma de Política de Backup e Restore de Dados
DG-GT-06/N-001 Norma de Segurança da Informação
DG-GT-06/N-021 Norma de Manutenção de Sistemas Corporativos
Política da Segurança da Informação e Comunicações
DG-GT-06/RI-002 Regimento Interno – COSIC
DG-GT-06/N-004 Proteção e Acesso as Aéreas seguras
DG-GT-06/N-005 Proteção Contra Códigos Maliciosos
DG-GT-06/N-006 Usos e Concessões de Trabalho Remoto
DG-GT-06/N-007 Gestão de Ativos de TIC
DG-GT-06/N-008 Infraestrutura de Segurança da Informação e Comunicação
DG-GT-06/N-009 Segurança para Equipamento de TI
DG-GT-06/N-010 Gestão de Continuidade de Negócio
DG-GT-06/N-011Responsabilidades Operacionais
DG-GT-06/N-012 Gestão de incidentes de Segurança da Informação
DG-GT-06/N-013 Monitoramento de Rede Interna
DG-GT-06/N-014 Segurança de Informação as Partes Externas
DG-GT-06/N-015 Classificação de Informação
DG-GT-06/N-016 Troca de Informações
DG-GT-06/N-017 Gerenciamento de Serviços de Terceiros
DG-GT-06/N-018 Conformidade Legal
DG-GT-06/N-019 Responsabilidade de Usuário
DG-GT-06/N-003 Segurança de Recursos Humanos
DG-GT-06/N-020 Norma de Controle de Acesso Lógico do Usuário aos Recursos de TIC
DG-GT-06/P-001 Procedimento de Acesso aos Sistemas Corporativos de TIC
DG-GT-06/P-002 Procedimento do Pool de Projetores e Note Books
DG-GT-06/P-003 Procedimento Gerenciamento da Mudança
DG-GT-06/P-004 Procedimento Gerenciamento de Incidentes
DG-GT-06/P-005 Procedimento de Gestão da Capacidade e Expansão de Infraestrutura de TI
DG-GT-06/P-006 Procedimento de Gestão da Disponibilidade dos Serviços de TI
DG-GT-06/P-007 Procedimento Gerenciamento de Problema
DG-GT-06/P-008 Procedimento Processo de Aquisição de TI
SERVIÇOS AUXILIARES
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NOR SSA 24.00 Uso de Uniformes Padrões da CEAL
NOR SSA 19.00 Abalroamento de Postes
NOR SSA 21.00 Bens Móveis
DG-GA-04/N-004 Norma de Acesso às Dependências da Empresa
DG-GA-04/N-005 Norma Serviço de Telefonia Fixa e Fax
DG-GA-04/N-006 Norma Serviço Telefônico Móvel
DG-MS-07/N-003 Gestão de Documentos Arquivísticos
DG-MS-07/P-004 Procedimento Acesso aos Documentos do Arquivo Central
DG-GA-04/P-005 Procedimento Eliminação de Documentos
DG-MS-07/P-001 Procedimento Solicitação de Assessoramento Técnico-Arquivístico
DG-MS-07/P-002 Procedimento Transferência de Documentos para Arquivo Central
DG-MS-07/N-004 Norma de Gestão de Protocolo
DG-MS-07/P-006 Procedimento Envio e Recebimento de Correspondências
DG-MS-07/P-005 Procedimento Uniformização da Abertura de Processos
DG-GA-04/N-001 Norma de Viagem no País
DG-DO-05/N-001 Norma de Padronização para Elaboração, Expedição e Recebimento de Documentos Oficiais
DG-GA-04/N-009 Norma de Uso dos Recursos de Impressão Corporativa
DG-GA-04/P-007 Procedimento de Acesso ao estacionamento
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EXERCÍCIO 2014
 DG-GA-07/P-008 Gestão de frota sob contratos de serviços terceirizados
CONTÁBIL/FINANCEIRO
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NOR SCF 01.00 Fundo Fixo de Caixa
INS SCF 00.14 Resgate de Cheque Devolvido
NOR SCF 05.00 Processo de Pagamento
DF-FT-02/P-001 Procedimento de Gestão do Caixa
DF-FT-02/P-002 Procedimento de Gestão de Recebimentos
DF-FT-02/N-001 Norma de contas a pagar
COMERCIAL
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INS.SCF 00.72 Alterar Data de Vencimento da Fatura de Energia Elétrica
NOR.SCF 67.00 Analisar Fatura - Geração de OS em Bloco
NOR.SCF 54.00 Análise da Demanda Contratada-Tensão Primária.
INS.SCF 00.91 Análise das Estatísticas de Faturamento para Melhoria do Processo
NOR.SCF 61.00 Análise e Definição da Necessidade de Rede - Universal
NOR.SCF 70.00 Análise e Reconhecimento da Sazonalidade para Fins de Faturamento.
NOR.SCF 49.00 Aprovação do calendário de Leitura
INS.SCF 00.58 Arrecadação por Encontro de Contas
NOR.SCF 64.00 Atendimento a Solicitação de Aumento de Carga _AT - AT_
NOR.SCF 63.00 Atendimento a Solicitação de Aumento de Carga _BT - AT
NOR.SCF 62.00 Atendimento a Solicitação de Aumento de Carga _BT - BT_
NOR.SCF 71.00 Atendimento a Solicitação de Desligamento para Reforma do Padrão Entrada
NOR SCF 25.00 Atendimento ao Cliente com Débito em outra UC
NOR SCF 33.00 Atendimento ao Pedido de Fornecimento ao Cliente do Grupo A e Optante
NOR SCF 34.00 Atendimento ao Pedido de Fornecimento ao Cliente do Grupo B
INS.SCF 00.38 Atualização das Tarifas e dos Serviços Cobráveis no Sistema AJURI
NOR SCF 36.00 Auditoria de Implantação dos Procedimentos Comerciais
INS.SCF 00.80 Cadastramento de Semáforos, Sinalizadores e Assemelhados.
INS.SCF 00.41 Cadastramento do Débito em Conta - Geração de Arquivos
NOR.SCF 65.00 Cadastro das Unidades Consumidoras
INS.SCF 00.81 Cadastro de Entrega Alternativa de faturas de Energia Elétrica.
INS.SCF 00.04 Cálculo das Diferenças de Faturamento Irregular de Consumo
INS.SCF 00.03 Cancelamento de Faturas. Ed.02
INS.SCF 00.73 Carregar e Descarregar Leituras
NOR.SCF 76.00 Cobrança da COSIP
NOR.SCF 59.00 Composição da Fatura de Energia Elétrica.
INS.SCF 00.92 Conceitos de Faturamento
INS.SCF 00.86 Conclusão de OS em Bloco
NOR.SCF 53.00 Condicionantes para Mudança de Grupo Tarifário.
NOR SDI 21.00 Consumidor de Baixa Renda.pdf
INS.SCF 00.90 Consumos Adicionais.
NOR.SCF 08.00 Contratação de Agentes Arrecadadores
NOR.SCF 68.00 Contratação de Conexão e Uso do Sistema de Distribuição
NOR.SCF 77.00 Contratação de Energia Pura
INS.SCF 00.70 Contratação na Estrutura Tarifária Convencional e Horo-sazonal
INS.SCF 00.55 Controle de Senhas de Atendimento
INS.SCF 00.51 Controle de Veículos
INS SCF 00.11 Controle Diário do Faturamento
INS.SCF 00.48 Correção dos Dados da Medição
INS.SCF 00.84 Corrigir Histórico da Medição
NOR.SCF 75.00 Critérios para Definição do Ponto de Entrega
NOR.SCF 43.00 Definição do Calendário de Leituras
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EXERCÍCIO 2014
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INS.SCF 00.45 Definir Itinerário de Leitura no Cadastramento da UC
NOR.SCF 11.00 Denúncia de Fornecimento de energia para Terceiros
INS.SCF 00.42 Desligamento de UC com Fornecimento de Energia Elétrica Suspenso no Ponto de Derivação
INS.SCF 00.56 Desligamento de UC no Ponto de Derivação a Pedido do Cliente
INS.SCF 00.37 Desligamento de Unidade Consumidora com Retirada do Medidor
INS SDI 00.08 Desligamento no Sistema de Distribuição
NOR.SCF 18.00 Detecção e Regularização de Ligações Clandestinas
INS SCF 00.16 Devolução de Pagamento Recebido em Duplicidade (Energia e Encargos)
INS.CF 00.85 Diretrizes para Faturamento Plurimestral
NOR SCF 24.00 Distribuição e Controle de Selos Lacres
INS.SCF 00.89 Efetuar Cálculo Financeiro
INS.SCF 00.53 Emissão de 2a Via de Energia Elétrica através da Internet
INS.SCF 00.67 Emissão de Fatura Complementar
INS.SCF 00.68 Emissão de Fatura de Consumo Final.
INS.SCF 00.63 Emissão de Fatura Especial
NOR SCF 28.00 Emissão de Reaviso para Fornecimento do Grupo A
NOR SCF 38.00 Emissão de Reaviso para Fornecimento do Grupo B
INS.SCF 00.60 Emissão e Entrega do Contrato de Adesão.
INS.SCF 00.83 Encargos Diversos.
NOR.SCF 13.00 Encerramento de Ordem de Serviço de Corte por Pagamento da Fatura de Energia
INS.SCF 00.74 Enquadramento de UC na Subclasse Residencial Baixa Renda
NOR.SCF 72.00 Enquadramento no Programa Luz para Todos
INS.SCF 00.87 Entrega de Faturas de Energia do Grupo A.
INS.SCF 00.95 Entrega de Faturas de Energia do Grupo B. Ed.02
NOR SCF 30.00 Entrega de Faturas de Energia Elétrica
INS.SCF 00.59 Entrega do Contrato de Fornecimento ao Cliente do Grupo A.
NOR.SCF 46.00 Estabelecimento da Tensão de Fornecimento
INS.SCF 00.32 Estatísticas de Atendimento Comercial e COD
INS SCF 00.20 Estorno de Arrecadação por Pagamento de Fatura de Terceiro. Ed.02
NOR.SCF 45.00 Execução Automática da Arrecadação
NOR.SCF 51.00 Execução Manual da Arrecadação
INS.SCF 00.62 Fatura Agrupada por Órgão Pagador
NOR.SCF 17.00 Faturamento da Irregularidade
INS.SCF 00.61 Faturamento de Penalidades - DIC, FIC e DMIC
NOR SCF 20.00 Faturamento de UC do Grupo "A"
NOR SCF 21.00 Faturamento de UC do Grupo "B"
NOR.SCF 74.00 Faturamento do Fornecimento de Iluminação Pública
NOR SCF 26.00 Faturamento dos Serviços Cobráveis
INS.SCF 00.40 Faturamento Eventual Antecipado
INS SCF 00.08 Faturamento por Média de Três Ciclos Consecutivos
NOR SDI 18.00 Fraude
INS.SCF 00.31 Geração Automática de Lançamentos a Faturar
NOR.SCF 14.00 Geração Campanha de Inspeção em Unidades Consumidoras
INS.SCF 00.75 Geração de OS em Bloco para Inspeção de Cortado
INS.SCF 00.30 Geração Manual de Lançamentos
INS.SCF 00.50 Gerência de Equipes
NOR.SCF 48.00 Gestão do Processo de Atendimento ao Pedido de Fornecimento de Iluminação Pública
NOR SCF 23.00 Gestão do Processo de Cobrança Judicial
NOR.SCF 19.00 Gestão do Processo de Corte por Falta de Pagamento
NOR. SCF 42.00 Gestão do Processo de Religação
NOR.SCF 58.00 Gestão do Processo do Fornecimento Precário.
NOR.SCF 41.00 Gestão e Controle do Prazo do Fornecimento Provisório
INS.SCF 00.79 Inclusão de Clientes no Cadastro da SERASA
NOR.SCF 16.00 Inspeção da Medição e do Padrão de Entrada de Unidades Consumidoras Atendidas em Alta
 NOR.SCF 15.00 Inspeção da Medição e do Padrão de Entrada de Unidades Consumidoras Atendidas em Baixa
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EXERCÍCIO 2014
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INS.SCF 00.43 Inspeção e Manutenção em Coletor de Leituras
INS.SCF 00.29 Instalar Lacres na Caixa de Medição da UC
INS SCF 00.18 Instalar Ramal de Ligação em UC com Fornecedor de Energia Elétrica Suspenso
NOR SCF 31.00 Leitura de Medidores do Grupo B
INS.SCF 00.77 Liberação e Cobrança de Ligação de Iluminação Natalina
INS.SCF 00.47 Manutenção de Medidores.
INS.SCF 00.28 Manutenção e Melhoria do Sistema AJURI
NOR.SCF 69.00 Medição e Faturamento de Clientes Livres
MPN-DC-01/N-003 Norma Alteração de Titularidade
MPN-DC-01/N-004 Norma Cadastro de Unidade Consumidora
MPN-DC-01/N-005 Norma Concessão do Benefício Tarifa Social de Energia Elétrica
DC-CA-01/N-001 Norma Fornecimento Provisório de Energia Elétrica
DC-CA-01/N-002 Norma Solicitação de Fornecimento de Energia Elétrica em Média Tensão
NOR.SCF 52.00 Orientação ao Cliente Quanto ao Padrão de Entrada da UC.
NOR.SCF 40.00 Orientação ao Cliente sobre a Estrutura Tarifária e as Opções de Faturamento
NOR.SCF 44.00 Orientação ao Cliente sobre a Medição Instalada
NOR.SCF 47.00 Orientação ao Cliente sobre Prazos de Ligação nos Casos de Extensão de Rede
NOR.SCF 66.00 Orientações ao Cliente Quanto ao Projeto das Instalações Elétricas das UCs
INS SCF 00.23 Pagamento da Guia de Previdência Social - GPS
NOR.SCF 06.00 Parcelamento de Débito de Terceiros
NOR.SCF 60.00 Prazos de Entrega de Faturas
NOR.SCF 56.00 Procedimento de Encerramento das Relações Contratuais para Clientes do Grupo A
NOR.SCF 39.00 Procedimento para a Leitura dos Medidores do Grupo A
NOR SCF 22.00 Procedimento para Impressão de Faturas do Grupo "B"
INS.SCF 00.39 Procedimento para Levantamento de Carga Instalada
INS.SCF 00.05 Procedimento para Suspensão do Fornecimento de Energia Elétrica por Falta de Pagamento
(Geração da Ordem de Serviço de Corte)
INS.SCF 00.06 Processo de Cobrança Administrativa Inclusão de Clientes no Cadastro do Serviço de Proteção
ao Crédito
NOR.SCF 57.00 Processo de Encerramento das Relações Contratuais - Grupo B.
NOR.SCF 56.00 Processo de Encerramento das Relações Contratuais para Clientes do Grupo A
INS.SCF 00.46 Processo de Instalação de Medidor e Ramal de Ligação
INS.SCF 00.57 Programação e Pré-programação de Serviços
INS.SCF 00.27 Realizar Leitura e Entrega Simultânea
NOR.SCF 12.00 Recebimento de Denúncia de Procedimento Irregular e Ligação Clandestina
INS SCF 00.13 Reclamação de UC Ligada e Contrato Pendente
INS SCF 00.12 Reclamação de Valores Faturados por Média
INS.SCF 00.49 Reclamação junto aos Órgãos de Defesa do Consumidor
INS SCF 00.19 Reclamação por Corte Indevido
INS.SCF 00.44 Reclamação por dados do Contrato Incorretos
INS SCF 00.07 Reclamação por Erro de Débito em Conta
INS SCF 00.09 Reclamação por Erro de Leitura
INS SCF 00.10 Reclamação por Fatura de Energia Elétrica não Entregue
INS.SCF 00.52 Reclamação por Fatura não Arrecadada
INS SCF 00.22 Reclamação por Irregularidade na Medição
INS.SCF 00.36 Reclamação por Ordem de Serviço não Atendida
INS.SCF 00.26 Reclamação por Reclamação não Atendida
INS SCF 00.17 Reclamação por Valores Faturados - Encargos e Taxas
INS.SCF 00.54 Reclamação por Verificação Metrológica
INS SCF 00.15 Refaturamento das Unidades Consumidoras do Grupo A
INS SCF 00.15 Refaturamento das Unidades Consumidoras do Grupo A. Ed. 02
NOR SCF 37.00 Registro das Irregularidades de Leitura
22
EXERCÍCIO 2014
 INS.SCF 00.65 Religação de UC com Fornecimento de Energia Elétrica Suspenso na Caixa de Proteção ou na
Medição
 INS.SCF 00.35 Remeter Declaração por Solicitação do Cliente
 INS SCF 00.14 Resgate de Cheque Devolvido
 INS SCF 00.21 Revisão Cadastral de Unidades Consumidoras em Campo
 INS.SCF 00.34 Serviço Telefônico Comercial e Técnico Integrado
 INS.SCF 00.25 Substituição de Fatura do Grupo B
 INS.SCF 00.94 Substituição de Fatura por Acúmulo de Consumo
 INS.SCF 00.93 Suspensão do Fornecimento de Energia por Falta de Pagamento
 INS.SCF 00.05 Suspensão do Fornecimento de Energia por Falta de Pagamento - Grupo B. Ed.02
 DC-CA-01/N-001 Tratamento das Reclamações dos Consumidores
 NOR SCF 35.00 Tratamento de Débitos Incobráveis
 INS.SCF 00.24 Tratamento de Liminar Judicial
 NOR.SCF 55.00 VALORES MÍNIMOS FATURÁVEIS
 NOR.SCF 73.00 Verificação da Atividade da UC para Classificação e Aplicação Tarifa
 INS.SCF 00.33 Verificação Metrológica de Medidor de Energia Elétrica
 NOR SCF 29.00 Vistoria da Unidade Consumidora do Grupo B
 MPN-DC-01/N-007 Norma de acesso de microgeração em BT
 MPN-DC-01/N-006 Norma de acesso de minigeração distribuída em MT
 DC-CA-01/P-002 Procedimento de Tratamento de Reclamações de Consumidores
 MPN-DC-01/P-002 Procedimento de acesso de microgeração em BT
 DC-CA-01/P-001 Procedimento de Baixa de Agente Arrecadador
 MPN-DC-01/P-001 Procedimento de acesso de minigeração distribuída em MT
 DC-CA-01/N-008 Norma Atendimento a UCs Equip Sobrev Humana
 DG-GT-06/R-002 Regimento do Comitê Gestor do Sistema de Gestão Comercial AJURÍ
OPERAÇÃO
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NOR SDI 20.00 Locação de Transformadores
INS SDI 00.09 Procedimentos Operacionais do Centro de Operações
MPN-DO-01/N-001 Normas dos Procedimentos Operacionais Padrão
DO-OP-01/P-001 POP 1 - Execução do ATAS - Abrir, Testar, Aterrar, Sinalizar
DO-OP-01/P-002 POP 2 - Procedimentos para Operação de Chave Fusível e Chave Faca
DO-OP-01/P-003 POP 3 - Procedimentos para Instalação de Espaçador em Rede de Baixa Tensão
DO-OP-01/P-004 POP 4 - Procedimentos para Substituição de Poste em Média Tensão com Apoio da Equipe de
Linha Viva
DO-OP-01/P-005 POP 5 - Inspeção de Postes em Rede de Baixa e Média Tensão
DO-OP-01/P-006 POP 6 - Atendimento à Falta de Energia ou Tensão Oscilante na Baixa Tensão
DO-OP-01/P-007 POP 7 - Procedimentos para Substituição de Chave Fusível em Transformador, em Rede
Desenergizada
DO-OP-01/P-008 POP 8 - Substituição de Chave Fusível e Chave Faca em Rede Energizada
DO-OP-01/P-009 POP 9 - Transformação de Estrutura Tipo 1 em Tipo 4, em Rede Energizada
DO-OP-01/P-010 POP 10 - Transformação de Estrutura Tipo 2 em Tipo 4, em Rede Energizada
DO-OP-01/P-011 POP 11 - Instalação e Substituição de Religador e Seccionalizadora
DO-OP-01/P-012 POP 12 - Operação de Regulador de Tensão em Rede de Distribuição
DO-OP-01/P-013 POP 13 - Operação de Religador em Rede de Distribuição
DO-OP-01/P-014 POP 14 - Emenda e Reparo em Condutores, em Rede Energizada
DO-OP-01/P-015 POP 15 - Instalação de Cobertura em Rede de Média Tensão Energizada
DO-OP-01/P-016 POP 16 - Instalação e Substituição de Pára-Raios em Tanque de Transformador, em Rede
Energizada
DO-OP-01/P-017 POP 17 - Poda de Árvore com Rede Desenergizada
DO-OP-01/P-018 POP 18 - Poda de Árvore em Rede Energizada
DO-OP-01/P-019 POP 19 - Substituição de Condutor de Média Tensão, em Vão de Rede Desenergizada
DO-OP-01/P-020 POP 20 - Substituição de Condutor de Média Tensão, entre Ancoragem, em Rede
Desenergizada
DO-OP-01/P-021 POP 21 - Substituição de Condutor, em Vao de Rede de Baixa Tensão
23
EXERCÍCIO 2014
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
DO-OP-01/P-022 POP 22 - Substituição de Cruzeta em Estrutura Tipo 1, em Rede Energizada
DO-OP-01/P-023 POP 23 - Substituição de Cruzeta em Estrutura Tipo 2-3, em Rede Energizada
DO-OP-01/P-027 POP 27 - Substituição de Cruzeta Tipo 3, em Rede Desenergizada
DO-OP-01/P-028 POP 28 - Substituição de Cruzeta Tipo 4, em Rede Desenergizada
DO-OP-01/P-029 POP 29 - Substituição de Cruzetas Tipos 1 e 2, em Rede Desenergizada
DO-OP-01/P-030 POP 30 - Substituição de Isolador de Ancoragem, em Rede Energizada
DO-OP-01/P-031 POP 31 - Substituição de Isolador de Pino, em Rede Energizada
DO-OP-01/P-032 POP 32 - Substituição de Pára-Raios, em Rede Energizada
DO-OP-01/P-033 POP 33 - Substituição de Poste em Rede Desenergizada
DO-OP-01/P-034 POP 34 - Substituição de Transformador, com Utilização de Guindauto
DO-OP-01/P-035 POP 35 - Trabalhos em Altura
DO-OI-03/P-001 Solicitação de Desligamento Programado
ASSUNTOS REGULATÓRIOS
 DR-OU-01/N-001 Processo de Tratamento das Demandas Regulatórias
Manuais e publicações relacionadas às atividades da Unidade Jurisdicionada
Manual Organizacional
Manual de Atribuições
Unidades Gestoras e Gestões relacionadas à Unidade Jurisdicionada
Unidades Gestoras relacionadas à Unidade Jurisdicionada
Código SIAFI
Nome
Não se Aplica
Não se aplica
Gestões relacionadas à Unidade Jurisdicionada
Código SIAFI
Nome
Não se aplica
Não se aplica
Relacionamento entre Unidades Gestoras e Gestões
Código SIAFI da Unidade Gestora
Código SIAFI da Gestão
Não se aplica
Não se aplica
Fonte: CEAL (Presidência)
1.2 Finalidade e competências institucionais da unidade jurisdicionada
A Companhia Energética de Alagoas – CEAL foi criada em 1983, sob a Lei Estadual nº 4.450 de
05 de julho de 1983, oriunda da Companhia de Eletricidade de Alagoas – CEAL, constituída pela
Lei Estadual nº 2.137, de 08 de abril de 1959, com lavratura da escritura pública de constituição em
17 de agosto de 1960. Atualmente detentora do contrato de concessão nº. 007/2001, celebrado
junto a União, por intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), possui o direito
e atua no serviço público de distribuição de energia nos 102 municípios alagoanos até o ano de
2015.
Em julho de 1997, a União, por intermédio das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. passou a exercer
o controle acionário da Companhia, oportunidade em que assumiu a maioria das ações, a partir da
aquisição de 50% das ações nominativas que se encontravam sob o controle do Estado de Alagoas.
Em junho de 2008 foi implantado novo modelo de gestão para as Empresas Distribuidoras da
Eletrobras, estabelecendo direção única, integrada, buscando unificar procedimentos, aproximar
empregados de diferentes culturas e fortalecer a confiança dos clientes atendidos nas diferentes
regiões de atuação.
24
EXERCÍCIO 2014
Na condição de holding, a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. controla grande parte dos sistemas de
geração e transmissão de energia elétrica do Brasil, e atua na área de distribuição por meio das
empresas Eletrobras Amazonas Energia, Eletrobras Distribuição Acre, Eletrobras Distribuição
Roraima, Eletrobras Distribuição Rondônia, Eletrobras Distribuição Piauí e Eletrobras Distribuição
Alagoas.
Em dezembro de 2010 foi aprovada a integralização de Adiantamentos de Capital feitos pelas
Centrais Elétricas Brasileiras S.A., totalizando R$ 525.484 mil, oportunidade em que a Eletrobras
passou a ter o controle integral da gestão da Companhia.
Em seu espaço político-institucional está comprometida com o crescimento sustentável, a geração
de emprego e renda, e a inclusão social, desempenhando políticas públicas no segmento de energia
elétrica, expandindo seus ativos para atender o crescimento do mercado, e realizando melhorias
sistêmicas para ofertar serviços com qualidade e menores custos.
1.3 Organograma funcional
25
EXERCÍCIO 2014
Figura 1 - Organograma Funcional
Assembléia Geral
Conselho Fiscal
Conselho de Administração
Auditoria Interna - CAD
Diretoria Executiva
Presidência - PR
Diretoria de Regulação e
Projetos Especiais – DR
Assessoria de Comunicação Social e Relações
Institucionais - PRC
Ouvidoria - OUVI
Assessoria Jurídica - PRJ
Gerência do Escritório de Projetos - PREP
Gerência do Contencioso - PRJC
Gerência de Riscos Corporativos, Seguros e SOX - PRRC
Gerência de Pesquisa, Desenvolvimento e
Eficiência Energética - DRPD
Gerência de Planejamento e Acompanhamento dos
Indicadores - PRPI
Assessoria de Suporte Administrativo – PRA
Gerência de Sustentabilidade e Responsabilidade
Socioambiental – PRRS
Gerência de Infraestrutura Predial - PRAI
Departamento de Regulação e Projetos
Especiais - DRE
Diretoria de Planejamento e
Expansão - DP
Gerência de Universalização do Acesso à
Energia - DPLT
Departamento de Planejamento e
Controle - DPC
Gerência de Planejamento, Projetos e
Estudos da Expansão - DPCP
Gerência de Orçamentação e Controle DPCO
Departamento de Engenharia de
Empreendimento - DPE
Gerência de Transportes - PRAT
Diretoria Comercial
DC
Departamento de Mercado e Compra
de Energia - DCE
Departamento de Atendimento aos
Clientes - DCA
Gerência de Grandes Consumidores DCAC
Gerência de Atenção aos Clientes - DCAA
Gerência de Comercial do Interior - DCAI
Diretoria Financeira
DF
Departamento de Contabilidade e
Gestão de Ativos - DFC
Gerência de Controle e Análise Contábil
- DFCC
Gerência de Gestão de Ativos - DFCA
Gerência de Planejamento e Gestão de
Tributos - DFCT
Departamento de Orçamento e
Gestão Financeira - DFF
Diretoria de Gestão
DG
Gerência da Qualidade dos Processos e
Documentação Normativa - DGQP
Departamento de Gestão de Pessoas DGP
Gerência de Administração de Pessoal DGPP
Gerência de Desenvolvimento de Pessoas
- DGPD
Gerência de Benefícios e Bem-Estar DGPB
Gerência de Segurança e Medicina do
Trabalho - SESMT
Secretaria Geral - PRG
Gerência de Serviços Gerais, Viagens, Protocolo e
Arquivo - PRAS
Gerência de Obras de Alta Tensão - DPEA
Gerência de Obras de Redes de
Distribuição - DPER
Departamento de Faturamento e
Recebíveis - DCF
Gerência de Caixa e Tesouraria - DFFT
Gerência de Faturamento - DCFF
Gerência de Contas a Pagar e a Receber
- DFFP
Gerência da Infraestrutura e Suporte de
Informática - DGTI
Gerência de Cobrança - DCFC
Gerência de Planejamento e Orçamento
- DFFO
Gerência de Sistema e Análise de
Negócios - DGTS
Superintendência de Operação - PRO
Departamento de Operação - PRP
Gerência de Cadastro e Leitura de
Medidores - DCFL
Departamento de Serviços - PRS
Gerência do Centro de Operação Integrado - COI
Gerência do Desempenho e Gestão de
Contratos - PRSD
Gerência de Cadastro Técnico - PRPC
Gerência dos Serviços Técnicos-Comerciais –
PRSS
Departamento de Medição e Combate
às Perdas - DCM
Gerência de Engenharia e Operação da
Medição - DCMM
Gerência de Medição de Grandes
Consumidores - DCMG
Gerência da Qualidade do Produto - PRPQ
Departamento de Tecnologia da
Informação e Telecomunicações – DGT
Departamento de Logística e
Suprimentos – DGS
Gerência de Planejamento e Controle de
Estoque - DGSP
Gerência de Aquisição e Contratação DGSA
Gerência de Suporte a Gestão de
Contratos - DGSC
Gerência de Fiscalização - DCMF
Gerência da Qualidade do Serviço Técnico e
Comercial - PRPS
Gerência de Combate às Perdas do
Agreste e do Sertão - DCMA
Gerência de Combate às Perdas da
Região do Leste - DCML
Departamento de Manutenção de MT/BT – PRD
Departamento de Manutenção de AT - PRM
Gerência de Planejamento, Projeto, Controle e
Cadastro da Manutenção e de Obras MT/BT PRDP
Gerência de Engenharia de Manutenção de
Linhas de Subtransmissão - PRML
Gerência de Manutenção e Obras da MT/BT PRDO
Gerência de Manutenção de Subestação - PRMS
Gerência de Automação e Telecom Operativa PRMT
Gerência da Qualidade dos Processos e Documentação Normativa - DGQP
Telefone: 2126-9247
E-mail: [email protected]
Fonte: CEAL (Manual de Organização)
26
EXERCÍCIO 2014
Descrição sucinta das competências e atribuições de responsabilidade de cada área componente da estrutura da Unidade Jurisdicionada:
Quadro 2 – Informações sobre áreas ou subunidades estratégicas (Quadro A.1.3)
Áreas/ Subunidades
Competências
Estratégicas
Titular
José da Costa Carvalho
Neto
Cicero Vladimir de Abreu
Cavalcanti
Marcos Aurélio
Madureira da Silva
Conselho de Administração 1
Luís Hiroshi Sakamoto
Fixação da orientação geral dos negócios da Empresa,
através de diretrizes fundamentais de administração, bem
como o controle superior da Empresa, pela fiscalização Nestor da Silva Powell
da observância das diretrizes por ele fixadas,
acompanhamento da execução dos programas aprovados José Roberto de Moraes
Rêgo Paiva Fernandes
e verificação dos resultados obtidos
Júnior
Diretoria Executiva2
1
2
Conselheiro de
Administração
Conselheiro de
Administração
Conselheiro de
Administração
Conselheiro de
Administração
Conselheiro de
Administração
Período de atuação
Até 16/07/2014
A partir de 16/07/2014
Até 15/04/2014
Todo o exercício de 2014
Conselheiro de
Administração
Conselheiro de
Gabriela da Silva Brandao Administração
Conselheiro de
Administração
Diretor-Presidente
Diretor-Presidente Interino
De 15/04/2014 a 16/07/2014
Até 15/04/2014
Diretor-Presidente
Diretor de Operação
Até 16/07/2014
Juraci Candeia de Souza
Assegurar o funcionamento regular da Empresa ficando,
para esse fim, investida dos poderes de administração e
gestão dos negócios sociais, podendo deliberar sobre
quaisquer matérias relacionadas com o objeto social,
exceto aquelas que pela sua natureza ou pelo Estatuto,
sejam da competência da Assembleia Geral ou do
Cargo
Marco Aurélio Madureira
Cavalcanti
Cavalcanti
Para maiores detalhes, consultar o Rol de Responsáveis.
Para maiores detalhes, consultar o Rol de Responsáveis.
27
EXERCÍCIO 2014
Diretor de Gestão
Maria Pedrinha de Barros
Paulo Roberto dos Santos
Silveira
Diretora de Gestão Interina
Até 15/04/2014
Diretor Financeiro
Ronaldo Ferreira Braga
Diretor Financeiro
Até 29/04/2014
Luiz Armando Crestana
Diretor Comercial
Diretor de Planejamento e
Expansão
Diretor de Regulação e
Projetos Especiais
Isa Queila Pereira de
Mendonça Rodrigues
Gerente de Assessoria
Eronildes Almeida
Marinho
PMS/Assistente Comercial
Bruno Bezerra Pimentel
PS/Analista EconômicoFinanceiro
Pedro Mateus de Oliveira
Nélisson Sérgio Hoewell
Assessoria de Comunicação
Social e Relações
Institucionais
Gerência de Planejamento e
Acompanhamento dos
Indicadores
Gerência do Escritório de
Projetos
Assessorar as Diretorias e Unidades Organizacionais da
Empresa no que se refere às atividades de comunicação
social, cerimonial, relações com a imprensa, publicidade
e relacionamento Institucional com a sociedade, com os
poderes constituídos e com outros agentes e instituições
vinculados, direta ou indiretamente, à sua atuação
Coordenar e orientar todas as atividades locais vinculadas
ao planejamento estratégico e à gestão pelas diretrizes,
avaliando Departamentos e Assessorias nas rotinas de
avaliação da gestão estratégica, analisando e monitorando
o desempenho empresarial, consolidando e divulgando
resultados e elaborando relatórios gerenciais
Identificar, desenvolver e implantar melhores práticas,
procedimentos e normas de gerenciamento de projetos,
disseminando e gerindo o conhecimento e a aplicação da
metodologia, dando suporte à aplicação de ferramentas e
estruturação do planejamento, execução, controle,
monitoramento e encerramento de projetos, elaborando
relatórios gerenciais, coordenando reuniões e provendo
suporte aos gestores de projeto
28
EXERCÍCIO 2014
Gerência de Riscos
Corporativos, Seguros e
Controles Internos
Superintendência de
Operação
Departamento de Operação
Departamento de Serviços
Departamento de
Manutenção de AT
Departamento de
Manutenção de MT/BT
Departamento de
Contabilidade e Gestão de
Ativos
Departamento de Mercado e
Realizar as atividades relacionadas ao Risco Corporativo,
auxiliando as áreas na análise e mitigação dos riscos;
auxiliar no aprimoramento do ambiente de controles
sobre as demonstrações financeiras e a consolidação das
informações quanto à efetividade deste ambiente, em
aderência às regras estabelecidas pelo Artigo 404 da Lei
Sarbanes-Oxley; realizar atividades relativas aos Seguros,
como elaboração de Projeto Básico para licitação,
acompanhamento de sinistros, representação da empresa
junto às seguradoras, elaboração de estudos de gestão de
seguros
Planejar, orientar, supervisionar, coordenar e controlar as
atividades referentes à operação e manutenção dos
sistemas elétricos de distribuição e subtransmissão da
Empresa, de acordo com o que estabelece o contrato de
concessão e a legislação vigente
Gerenciar os processos e atividades referentes à préoperação, pós-operação e operação em tempo real além
dos estudos operacionais referente à qualidade do produto
e do serviço prestados no sistema de distribuição e
subtransmissão da Empresa
Gerenciar os processos e atividades referentes aos
serviços de campo que se relacionam aos atendimentos de
emergência e urgência, serviços comerciais e manutenção
Gerenciar os processos e atividades referentes aos
serviços de manutenção preditiva, preventiva e corretiva
dos sistemas, equipamentos e instalações de distribuição
de Alta Tensão
Compete à Gerência de Manutenção e Obras de MT/BT o
planejamento, projetos de RD, comissionamento e gestão
de materiais de RD
Gerenciar os processos e atividades referentes à
contabilidade geral e de custos; gestão tributária e fiscal;
controle patrimonial e outras atividades e programas
vinculados à gestão contábil
Promover a estatística e as previsões de Mercado e da
Ylmara Cristina
Vasconcelos Torres
Bernard de Sá Gouveia
Fernando Antônio
Silvestre do Amaral
José Luiz Vavassori
Júnior
José Luiz Vavassori
Júnior
PS/Analista de Suprimentos A partir de 01/05/2014
PS/Engenheiro
PS/Engenheiro
Até 27/04/2014
Engenheiro
Até 25/08/2014
Engenheiro
José Augusto Monteiro de
PS/Engenheiro
Melo Filho
Fernando Antônio
Silvestre do Amaral
PS/Engenheiro
Bernard de Sá Gouveia
PS/Engenheiro
Até 25/08/2014
Bruno de Aguiar Amaral
PS/Engenheiro
Maria dos Praseres Leite
Pacheco Nobre
PS/Contador
Mario Humberto Lima
PS/Economista
Até 28/04/2014
29
EXERCÍCIO 2014
Compra de Energia
Carga, bem como a contratação da energia e seu controle, Silva
com vistas ao suprimento das necessidades da área de
concessão
Promover o cadastro dos consumidores e das unidades
Departamento de
consumidoras, a leitura dos medidores, o faturamento e a Marcos Vinicius Gomes
Faturamento e Recebíveis
entrega das faturas de energia, assim como as ações para Lamenha
a sua cobrança
Promover a especificação, o dimensionamento, a
fiscalização e a manutenção da conformidade do parque
Departamento de Medição e de medição destinado ao faturamento e ao intercâmbio de
Givanildo Duarte Silva
Combate às Perdas
energia, bem como dos padrões de entrada de energia nos
imóveis, observados os requisitos metrológicos, de
segurança, de proteção à receita e de custos
Efetuar as atividades referentes ao desenvolvimento do
Departamento de
planejamento da expansão do sistema elétrico, bem como
Planejamento e Controle da
pela elaboração ou contratação de projetos das obras, Hugo Tabosa da Silva
Expansão
elaboração das normas e especificações técnicas e o
controle do andamento do plano de expansão
Gerenciar as atividades de execução das obras de AT, Rodrigo de Siqueira
MT e BT e pelas questões socioambientais inerentes ao Campos Araújo
Departamento de Engenharia
processo, de modo a atender as necessidades de
do Empreendimento
Carlos Eduardo Carneiro
expansão, ampliação, reforma e otimização do sistema
Jordão
elétrico da empresa
Acompanhar e analisar as orientações, instruções Cledilson Nascimento
normativas e outras regulamentações emanadas do Poder Bispo
Departamento de Assuntos
Concedente, providenciando sua divulgação junto às
Regulatórios e Projetos
Áreas envolvidas, bem como conduzir a negociação de Marcelo Agenor Alcanfor
Especiais
assuntos de interesse da Empresa junto à Agência Ximenes Bernardes
Nacional de Energia Elétrica – ANEEL
Fonte: CEAL (Manual de Organização, Secretaria Geral e Departamento de Gestão de Pessoas)
PMS/Assistente Comercial
PS/Engenheiro
PS/Engenheiro
PS/Engenheiro
PS/Engenheiro
Até 30/05/2014
PS/Engenheiro
PS/Engenheiro
Até 30/04/2014
30
EXERCÍCIO 2014
1.4 Macroprocessos finalísticos
1.4.1 Identificação dos Processos Corporativos conduzidos de forma centralizada para as 6
(seis) EDE e os principais produtos deles decorrentes
CA
Quadro 3 – Processos Corporativos e Principais Produtos
ÁREA
CORRESPONDÊNCIA AOS
DO
PROCESSOS CORPORATIVOS
NEGÓ(Macroprocessos)
CIO
Auditoria Interna
Jurídico
Comunicação Social
Planejamento Estratégico
PRESIDÊNCIA
Controle da Gestão
Gestão de Projetos
Risco, Seguros e Controles Internos
Universalização do Acesso à Energia
Sustentabilidade e Meio Ambiente
Secretaria Geral
COMERCIAL
Atendimento ao Consumidor
Cadastro e Faturamento
Cobrança e Arrecadação
PRODUTOS PRINCIPAIS
1 – Informações e Prestações de Contas para os Órgãos de
Controle.
1 – Acordos; 2 – Sentença transitada em julgado; 3 –
Informações de cálculo e perícias judiciais; 4 – Orientação e
Parecer Jurídico;
5 – Minutas de instrumentos jurídicos; 6 –
Informação do desempenho dos escritórios.
1 – Alinhamento Institucional.
1 – Planos e Projetos Estratégicos; 2 – Proposições Empresariais;
3 – Planos de Ação departamentais; 4 – Acompanhamento de
indicadores empresariais e departamentais; 5 – Prestações de
Contas e Relatórios Corporativos; 6- Avaliação da Gestão
Estratégica,
1 – Desempenho Empresarial.
1 – Assessoramento e Orientações à gestão de projetos; 2 Resultados dos Projetos.
1 – Riscos e controles internos (SOX) monitorados.
1 – Solicitação de Financiamento e subvenção PLpT; 2 –
Solicitação de Aditamento; 3 – Relatório de Inspeção Física
PLpT; 4 – Relatório de Análise Técnico Orçamentária; 5 –
Informações aos órgãos de controle; 6 – Informações para
política pública.
1 – Resultados de Projetos Socioambientais; 2 – Participação
nos Comitês, Fóruns e Grupos de Trabalho setoriais no tema
Socioambiental; 3 – Coordenação da Gestão da Sustentabilidade
(relatórios de Sustentabilidade empresarial); 4 – Elaboração e
acompanhamento do Plano de Ação Corporativo; 5 –
Acompanhamento dos Planos de Ação de Compromissos e
Programas governamentais.
1 – Macro Diretrizes Empresariais; 2 – Atos da Administração;
3 – Diretrizes de Governança Orientadoras para a Gestão; 4 –
Atos da Administração; 5 – Recomendações e Proposições do
Conselho Fiscal.
1 – Tratamento da solicitação do cliente em 1º. Nível(pelo
próprio atendimento); 2 – Solicitação de serviços comerciais; 3
– Solicitação de manifestações de clientes encaminhadas para a
área responsável; 4 – Denúncias quanto a peras comerciais.
1– Leitura de medidores de unidades consumidoras; 2 –
Faturamento da energia medida; 3 – Arrecadação da energia
faturada.
1– Análise de situação da inadimplência; 2 – Inclusão do cliente
no SERASA/CADIM; 3 – Execução de suspensão do
fornecimento de energia; 4 – Realização de visita bem sucedida
(VBS); 5 – Realização de negociação e parcelamento de faturas
31
EXERCÍCIO 2014
ÁREA
DO
NEGÓCIO
(Macroprocessos)
COMERCIAL
Medição e Combate às Perdas
Mercado e Compra de Energia
FINANCEIRO
Operações Financeiras
Gestão e Controle Orçamentário
inadimplentes juntos aos clientes; 6 – Execução de cobrança
administrativa; 7 – Execução de cobrança judicial.
1– Estudo de combate às perdas; 2 – Inspeção e fiscalização de
unidade consumidora; 3 – Realização de recuperação de
faturamento.
1– Relatório de Metodologia; 2 – Informações Organizacionais;
3 – Projeções de Mercado e Carga; 4 – Informações de mercado
e carga (projeção); 5 – Dados de medição de fronteira; Balanço
energético; 6 – Montante de Energia a ser contratato
Internamente; 7 – Montante de Energia a ser Contratado pelo
MME; 8 – Resultado do Leilão realizado pelo MME; 9 –
Relatórios de contabilização e liquidação da CCEE; 10 –
Processo de Pagamento; 11 – Insumos para o acompanhamento
da geração; 12 – Processo de pagamento referente à contratação
de energia; 13 – Documento de Penalização; 14 – Plano de
Recebimento de Combustível; 15 – Medição e Faturamento dos
Contratos de Combustíveis; 16 – Gestão dos Contratos de
Combustíveis; 17 – Acompanhamento e aplicação da Legislação
e Regulação da ANEEL.
1- Análise dos Cenários econômico-financeiros; 2- Projeção de
resultados econômicos financeiros, Plano Financeiro; 3 –
Desempenho Econômico-Financeiro; 4 – Demonstrações do
Fluxo de Caixa; 5 - Transações financeiras efetuadas.
1– PDG anual; 2- Atualização do PDG anual; 3- Projeções
orçamentárias; 4 – Controles orçamentários.
Gestão de Ativos
1– Controles de Ativos; 2- Informações dos Ativos.
Contábil e Tributário
1 – Plano Contábil; 2 – Plano Tributário; 3 – Plano Fiscal; 4 –
Notas Fiscais Emitidas; 5 – Tributos Recolhidos.
1 – Processos implantados, padronizados e normatizados, 2Modelos de Processos Organizacionais; 3 – Arquitetura de
Processos; 4- Estrutura Organizacional; 4-Acompanhamento das
certificações ISO.
1– Competências profissionais desenvolvidas e reconhecidas; 2 –
Retenção dos conhecimentos estratégicos; 3 – Sistema de Gestão
do Desempenho; 4 – Retenção de Pessoas. 5 – Pesquisa de
Clima e satisfação.
Desenvolvimento Organizacional
GESTÃO
PRODUTOS PRINCIPAIS
Desenvolvimento de Pessoas
Gestão de Pessoas
1– Normas de gestão de pessoas; 2 – Cadastro atualizado de
pessoas; 3 – Pagamento de Pessoas; 4 - Informações Legais e de
controle de pessoal (empregado e empregador); 5 – Gestão do
Plano de Carreira e Remuneração; 6 – Acompanhamento e
Incentivo ao Desempenho das Pessoas; 7 – Recrutamento e
Seleção de Pessoal; 8 – Ações de qualidade de vida; 9 Segurança e saúde das pessoas; 9- Atendimentos a demandas
sobre pessoas do público externo.
32
EXERCÍCIO 2014
ÁREA
DO
NEGÓCIO
(Macroprocessos)
Tecnologia da Informação e
Telecomunicações
GESTÃO
Relações Trabalhistas e Sindicais
Planejamento de Suprimentos
Licitação Centralizada
Qualidade de Materiais e
Fornecedores
OPERAÇÃO
PLANEJAMENTO DA EXPANSÃO
Planejamento da Expansão
Projetos e Obras de Engenharia
Distribuição de Energia (Os próprios
Diretores, em colegiado, fazem a
gestão geral e central)
PRODUTOS PRINCIPAIS
1 – Portfólio de Iniciativas de TI; 2 – Plano Executivo de TI; 3 –
Plano de Ação de Mitigação de Riscos de TI; 4 – Processos de
TI compliance; 5 – Processos automatizados; 6 – Serviços de TI
disponíveis; 7 – Atendimentos de TI; 8 – Recomendações de
Segurança; 9 – Informações do Desempenho dos Processos de
TI (Gestão Empresarial).
1 – Pleitos Trabalhistas tratados; 2 – Acordo Coletivo de
Trabalho.
1– Plano de Aquisição; 2– Programa de Aquisição; 3– Plano
Logístico; 4- Diretrizes, normas e padrões de procedimentos 5Material com necessidade de reposição; 6– material em excesso
e alienado; 7– informações para contabilização; 8– Material
inventariado; 9– Material disponível; 10 – Análise da Situação;
11 – Definição de Objetivos e metas; 12 – Definição de
estratégias e políticas operacionais.
1 – Orientação e Acompanhamento das Licitações centralizadas.
1 – Avaliação de desempenho do fornecedor; 2 – Atestado de
Desempenho; 3 – Sanções a fornecedores; 4 – Certificação de
Registro Cadastral; 5 – CRC – Certificados de Registro
Cadastral.
1 – Dados de mercado compilados; 2 – Necessidades
operacionais compiladas; 3 – Solicitações de Acesso; 4 – Plano
de Obras necessárias e preliminares para a expansão do Sistema;
5 – Plano de obras priorizados e compatibilizado; 6 – Plano de
Expansão do Sistema.
1 – Disponibilidade Orçamentário-financeira; 2 – Aquisições
(serviços contratados ou materiais/ equipamentos adquiridos); 3
– Contratos celebrados de obras, serviços e fornecimentos; 4 –
informações sobre a disponibilidade do empreendimento; 5 –
Entrega do Empreendimento com Termo de Conclusão da obra;
6 – As Buit da obra; 7 – Cadastramento da obra no SGTD; 8 –
Unitização da obra no sistema contábil; 9 – Cadastro da rede no
SGTD; 10 – Licença Operacional; 11- Disponibilidade
Orçamentário-financeira; 12 – Aquisições (serviços contratados
ou materiais/equipamentos adquiridos); 13 – Contratos
celebrados de obras, serviços e fornecimentos; 14 – informações
sobre a disponibilidade do empreendimento; 15 – Entrega do
Empreendimento com Termo de Conclusão da obra; 16 – As Buit
da obra; 17 – Cadastramento da obra no SGTD; 18 – Unitização
da obra no sistema contábil; 19 – Cadastro da rede no SGTD; 20
– Licença Operacional.
1– Diretrizes e Normativos; 2– Dados Operacionais do Sistema
(Carga); 3– Diretrizes de desempenho com base em indicadores;
4– Relatórios técnicos operacionais; 5– Dados do
comportamento do sistema para análise de desempenho; 6–
Respostas das reclamações dos clientes enviadas para ouvidoria;
7– Respostas às solicitações, oficios da ANEEL e indicadores;
8– Resposta às Solicitações dos órgãos da mídia sobre
interrupções do sistema; 9 – Informações e resultados dos
indicadores de desempenho do sistema; 10– Indicadores de
gestão da operação; 11– DIC, FIC e compensação por nível de
tensão. DRP/DRC; 12– Relatório das necessidades operacionais;
33
EXERCÍCIO 2014
ÁREA
DO
NEGÓCIO
(Macroprocessos)
PRODUTOS PRINCIPAIS
REGULAÇÃO
13– Solicitação de regularização de nível de tensão; 14–
Histórico de queima de transformadores por sobrecarga; 15–
Manifestação Respondida com posicionamento técnico; 16–
Plano de Manutenção e Procedimentos; 17– Plano de
Contingência; 18 – Solicitação de Manutenção corretiva e
resposta de pedido de intervenção; 19– Recomendações de
melhoria do planejamento da manutenção; 20– Recomendações
de melhoria do sistema; 21– Indicadores da gestão da
manutenção. 22– Planejamento da expansão dos níveis de
automação de instalações dos sistemas de distribuição; 23Implantação de Projetos de P&D cooperados; 24–
Monitoramento das ações vinculadas as ações do Planejamento
de Automação vinculadas a distribuição;25– Gestão da Base de
Dados Geográficos das Empresas Distribuidoras da Eletrobras;
26– Fornecimento de dados da distribuição para a Contabilidade
e para o Processo de Gestão de Combate às Perdas; 27 –
Diretrizes e informações corporativas direcionadas
aos
processos de distribuição e ao Departamento de Planejamento
da Expansão; 28 – Promoção de ações de melhorias dos
processos de cadastro técnico, relacionadas ao uso e controle de
Base de Dados; 29– Emissão de análises e recomendações
corporativas, para a diretoria executiva e diretorias de operação.
Projetos de P&D e Eficiência
Energética e outros Projetos
Especiais
Processos Tarifários
1 – Resultado dos Projetos de P&D; 2 – Resultados dos Projetos
e Iniciativas de EE; 3 – Oportunidade de Negócios de EE.
1 – Desempenho das Recomendações emanadas da ANEEL; 2
Relacionamento Institucional com a ANEEL; 3 – Estudos
propostas de reajustes tarifários e de revisões tarifárias; 4
Desempenho das Recomendações emanadas da ANEEL; 5
Relacionamento Institucional com a ANEEL.
–
e
–
–
Fonte: Coordenadores dos Processos Corporativos
1.4.2 Macroprocessos – Processos Corporativos
1.4.3 Processos Corporativos de Apoio à Alta Administração da UJ
1.4.3.1 Macroprocesso: Secretaria Geral
Vinculação: Presidência
Finalidade: Secretariar as reuniões e dar assessoramento para a Diretoria Executiva, o Conselho de
Administração e o Conselho Fiscal.
34
EXERCÍCIO 2014
Principais Realizações em 2014:
 Secretaria das Reuniões da Diretoria Executiva, do Conselho de Administração, entre outras;
 Atualização do Regimento Interno da Diretoria Executiva; Atualização do Regimento Interno
do Conselho Fiscal;
 Relatório da Secretaria Geral;
 Treinamento oferecido pela UNISE para Conselheiros de Administração e Conselheiros de SPE,
sobre Governança, pelo IBGC: O treinamento foi realizado em dois módulos, com objetivo da
incorporação de novos conhecimentos para embasar atuação dos Conselheiros e SecretáriosGerais, criando um ambiente propício para seu bom funcionamento dos Colegiados.
1.4.3.2 Macroprocesso: Gestão de Projetos
Finalidade: Promover apoio aos gestores no planejamento, execução e gestão dos projetos
estratégicos; proporcionar a alta direção informações a respeito da performance dos projetos por
meio de relatórios gerenciais consolidados; realizar capacitação em gerenciamento de projetos;
desenvolver ferramentas para melhor acompanhar e gerir a carteira de projetos; atuar de forma
preventiva no sentido de prever os riscos e problemas relacionados aos projetos.
Principais Realizações no ano de 2014:
 Assessoramento aos gestores quanto ao planejamento e gestão de projetos;
 Desenvolvimento da trilha de capacitação em gerenciamento de projetos;
 Realização de 852 horas de treinamento relacionada às habilidades técnicas de gerenciamento
de projetos e habilidades comportamentais (liderança, gestão de conflitos, influência sem
autoridade, gestão de stakeholders) tendo o alcance de 531 profissionais capacitados;
 Parametrização do software de gestão de projetos Clarity;
 Relatórios mensais de monitoramento de projetos;
 Relatório de progresso semestral do Projeto Energia+;
 Atuação no planejamento da contratação de PMO de apoio ao Projeto ProERP;
1.4.3.3 Macroprocesso: Sustentabilidade e Meio Ambiente
Finalidade: Coordenar e integrar a gestão dos processos concernentes aos temas de
Sustentabilidade, Responsabilidade social e Meio Ambiente, buscando a unicidade e o mesmo
padrão de procedimentos. Acompanhar a formulação dos planos de ações e a execução das ações,
programas e projetos socioambientais, para melhorar o desempenho operacional das empresas, bem
como seus indicadores de sustentabilidade.
35
EXERCÍCIO 2014
 Coordenação do preenchimento dos questionários e da elaboração dos relatórios de
Sustentabilidade empresarial referentes ao desempenho socioambiental em 2013/2014
(Relatório Socioambiental da Eletrobras RSA/GRI, Questionário do Prêmio Ethos-ABRADEE,
Relatório Socioambiental ANEEL, Questionário ISE-Bovespa, Relatório Dow Jones, Inventário
GEE 2013, Preenchimento Sistema IGS);
 Articulação na aprovação da Política de Responsabilidade Social;
 Articulação na aprovação do Plano de Ação Enfrentamento Violência contra crianças e
adolescentes;
 Acompanhamento e apoio na Gestão do Projeto Logística Reversa do Projeto Energia+;
 Coordenação funcional do Projeto de Elaboração dos Manuais de Meio Ambiente do Projeto
Energia+;
 Articulação na aprovação da Atualização do Comitê de Sustentabilidade;
 Coordenação funcional do Projeto Mudanças Climáticas;
 Acompanhamento das ações do Programa Pró-equidade de Gênero e Consumo Consciente;
 Acompanhamento das Campanhas de Promoção da Cidadania nas comunidades e projetos de
geração de renda.
1.4.3.4 Macroprocesso de Planejamento Estratégico
Finalidade: Definir os indicadores e acompanhar o desempenho das metas estabelecidas pelas
respectivas áreas, em todas as EDE.
Principais realizações do ano de 2014:
 Elaboração e negociação de itens de controle e metas com as áreas das EDE;
 Acompanhamento mensal dos resultados das áreas das EDE, com a correção dos resultados
abaixo da meta;
 Evento de premiação para as áreas que mais se destacaram em 2013;
 Realização de 10 avaliações da gestão estratégica, para avaliar a aplicação de práticas de gestão
nas áreas das EDE.
 Atualização do Plano de Negócios do ciclo 2014/2019.
1.4.4 Processos Corporativos Finalísticos da UJ
1.4.4.1 Macroprocesso: Cobrança e Arrecadação
Vinculação: Diretoria Comercial
Finalidade: Observada a estratégia estabelecida pela Diretoria Executiva, coordenar a elaboração e
acompanhar os planos de ações de redução e controle da inadimplência ativa, bem como as
atividades relacionadas às ações de cobrança administrativa, suspensão do fornecimento e cobrança
judicial, sustentada por uma rígida Régua de Cobrança, buscando sempre o emprego de novas
tecnologias e melhores práticas nos processos e atividades de gestão da inadimplência.
36
EXERCÍCIO 2014
 Elaboração de análises e estudos objetivando a definição das metas para os níveis de redução de
inadimplência para o triênio 2014 a 2016.
 Coordenação da elaboração dos planos anuais de ações e iniciativas para o controle e a redução
dos níveis de inadimplência ativa das Empresas de Distribuição da Eletrobras.
 Acompanhamento do desenvolvimento dos planos anuais de ações de controle e redução da
inadimplência ativa, subsidiando a Diretoria Comercial com informações e análise, visando à
tomada de decisões quanto à aceleração ou correção de rumo dos projetos, ações e atividades,
bem como elaborar mensalmente uma síntese dos resultados obtidos, apresentando-os a
Diretoria Executiva em reuniões mensais de avaliação.
 Levantamento da demanda e consolidação das informações, inclusive especificações técnicas,
para contratação centralizada de serviços e novas ferramentas de cobrança, buscando sempre
economia em escala.
 Elaboração de notas técnicas, termos de referências, especificações técnicas e apoio ao
desenvolvimento de projetos e ações voltadas a redução e controle da inadimplência nas
Empresas de Distribuição da Eletrobras.
1.4.4.2 Macroprocesso: Cadastro e Faturamento
acompanhar os planos de ações de redução e controle da inadimplência ativa, bem como as
atividades relacionadas às ações de cobrança administrativa, suspensão do fornecimento e cobrança
judicial, sustentada por uma rígida Régua de Cobrança, buscando sempre o emprego de novas
tecnologias e melhores práticas nos processos e atividades de gestão da inadimplência.
 Coordenação da elaboração dos planos anuais de ações e iniciativas para a melhoria do
faturamento e do cadastro das Empresas de Distribuição da Eletrobras.
 Acompanhamento do desenvolvimento dos planos anuais de ações de melhorias do faturamento
e cadastro, subsidiando a Diretoria Comercial com informações e análise, visando à tomada de
decisões quanto à aceleração ou correção de rumo dos projetos, ações e atividades, bem como
elaborar mensalmente uma síntese dos resultados obtidos, apresentando-os a Diretoria
Executiva em reuniões mensais de avaliação.
 Elaboração de notas técnicas, termos de referências, especificações técnicas e apoio ao
desenvolvimento de projetos e ações voltadas à melhoria do faturamento e do cadastro nas
 Dentre as principais realizações do Macroprocesso, destaca-se:
o Elaboração de Termo de Referência para contratação de empresa especializada para realizar
o recadastramento da base de clientes (higienização da carteira) e de unidades consumidoras,
com a finalidade de melhorar a qualidade do cadastro de clientes e viabilizar as ações de
37
EXERCÍCIO 2014
cobrança (administrativa, judicial, negativação em órgãos de proteção ao crédito, etc.) –
Projeto financiado pelo Banco Mundial.
o Implantação de ações para recadastramento de U.C’s Baixa Renda, incluindo atualizações
automáticas decorrentes do cruzamento dos dados do cadastro comercial com as informações
do CADÚNICO do Ministério do Desenvolvimento Social – MDS.
o Implementação do Projeto de Alterações no calendário de faturamento (BT e AT) para
agregar conceito econômico, viabilizando redução das perdas. Com a ação, os calendários de
baixa tensão foram reduzidos para 18 dias e os de alta tensão.
1.4.4.3 Macroprocesso: Atendimento ao Consumidor
acompanhar os planos de ações votados para melhorias do processo de atendimento aos clientes,
privilegiando ações voltadas para a melhoria da qualidade, simplicidade, maior acesso e
tempestividade, com atendimento estrito aos ditames regulatórios, buscando a satisfação dos
clientes e melhoria de imagem da empresa, com custos operacionais compatíveis.
 Coordenação da transferência dos serviços comerciais para a Diretoria de Operação – DO, ação
concluída em Julho/2014;
 Coordenação da unificação das ordens de serviços no Sistema de Gestão Comercial AJURI,
padronizando os procedimentos de solicitações e reclamações dos consumidores entre as
distribuidoras, possibilitando um melhor gerenciamento da qualidade dos serviços comerciais;
 Coordenação da criação dos Núcleos de Tratamentos de Reclamações nas distribuidoras, para a
fiscalização e o controle eficaz das reclamações formuladas pelos consumidores, requesito
obrigatório na certificação tanto na ISO 10002 quanto na 9001, além do atendimento ao Anexo I
– Tratamento de Reclamações da Resolução 414/ANEEL/2010;
 Coordenação da melhoria dos padrões de qualidade do atendimento telefônico, com a
implantação de um gerenciamento rigoroso nos indicadores regulatórios, mantendo os índices
dentro das metas regulatórias de todas as distribuidoras a partir de Maio/2014;
 Coordenação da implantação dos controles de qualidade para o cumprimento das metas dos
indicadores DER e FER – Tratamento de Reclamações, principalmente com a padronização e
unificação das ordens de serviços de acordo com as tipologias de reclamações homologadas
pela Agência Nacional de Energia Elétrica através do Anexo I da Resolução 414/ANEEL/2010;
 Coordenação do início das discussões para a melhoria e unificação entre as distribuidoras dos
procedimentos do processo de ressarcimento de danos elétricos e danos não elétricos, de acordo
com o Anexo III – Qualidade do Atendimento Comercial da Resolução 414/ANEEL/2010, com
previsão de conclusão no ano de 2015;
 Acompanhamento e apoio para o funcionamento eficiente do Comitê Gestor do Sistema de
Gestão Comercial AJURI;
 Coordenação de diversas unificações de procedimentos entre as distribuidoras, melhorando o
gerenciamento da qualidade do atendimento comercial, tais como: Padronização da solicitação
de religação de cortado normal ou urgência; Padronização da Terminologia dos locais de
atendimento aos consumidores; Padronização da geração de protocolo no início do atendimento
38
EXERCÍCIO 2014
presencial; Padronização da mudança de situação no sistema de unidade consumidora cortada;
Padronização desligamento por encerramento de relação contratual; Padronização de criação de
processos para Ouvidorias.
1.4.4.4 Macroprocesso: Mercado e Compra de Energia
Finalidade: Observada a estratégia estabelecida pela Diretoria Executiva, coordenar e acompanhar
os estudos de mercado de energia elétrica bem como as atividades de contratação e gestão de
contratos de compra de energia das empresas de distribuição, procurando sempre a universalização
das boas práticas e a padronização de normas e procedimentos para o gerenciamento dos
respectivos processos, objetivando a minimização do custo de aquisição de energia para revenda
aos consumidores finais das empresas.
 Coordenar anualmente a elaboração das previsões de mercados e carga das empresas de
distribuição para subsidiar os estudos de planejamento da expansão, de operação do sistema, de
compra de energia, de elaboração dos orçamentos e de definição da tarifa de energia.
 Consolidar e analisar mensalmente os dados estatísticos dos mercados de energia elétrica das
empresas de distribuição para informação à Diretoria Executiva, aos processos internos em
desenvolvimento dentro da empresa e a órgãos externos como ANEEL, MME, Câmara de
Comercialização - CCEE, Operador Nacional do Sistema - ONS, etc.
 Participação com dados e informações, do plano de combate às perdas desenvolvido no âmbito
de cada empresa de distribuição.
 Coordenação dos processos de compra anual de energia elétrica através dos leilões promovidos
pela ANEEL e executados pela Câmara de Comercialização de Energia - CCEE.
 Fazer o acompanhamento mensal dos valores realizados de mercado e dos valores contratados
de energia para gerenciamento dos níveis de sobrecontratação ou exposição das empresas de
distribuição.
 Participar com dados e informações do processo anual de reajuste ou revisão tarifária das
empresas de distribuição.
 Acompanhar mensalmente para cada empresa de distribuição o processo de gestão da carteira de
contratos de compra de energia e de contabilização e liquidação mensal das posições contratuais
das conduzidos mensalmente pela Câmara de Comercialização de Energia - CCEE.
 Elaborar mensalmente o balanço da energia de cada EDE envolvendo a energia vendida aos
consumidores finais, a energia injetada no sistema e a energia contratada.
 Gerir mensalmente para cada empresa de distribuição os contratos de conexão e uso da rede por
consumidores livres e outros agentes conectados.
1.4.4.5 Macroprocesso: Medição e Combate às Perdas
39
EXERCÍCIO 2014
acompanhar os planos de ações de redução e controle de perdas de energia, bem como as
atividades relacionadas à medição de energia nas empresas de distribuição, buscando a atualização
tecnológica dos sistemas de medição e as boas práticas dos processos e atividades de gestão das
perdas.
 Elaboração de análises e estudos objetivando a definição das metas para os níveis de perdas para
o triênio 2014 a 2016.
 Coordenação da elaboração dos planos anuais de ações e iniciativas para o controle e a redução
dos níveis de perdas de energia das Empresas de Distribuição da Eletrobras.
 Acompanhamento do desenvolvimento dos planos anuais de ações de controle e redução de
perdas, subsidiando a Diretoria Comercial com informações e análise, visando à tomada de
decisões quanto à aceleração ou correção de rumo dos projetos, ações e atividades, bem como
elaborar mensalmente uma síntese dos resultados obtidos, apresentando-os a Diretoria
Executiva em reuniões mensais de avaliação.
 Elaboração de notas técnicas e relatórios para subsidiar o posicionamento e a defesa das EDE no
processo de revisão tarifária junto a ANEEL, no que concerne a definição da trajetória de perdas
regulatória e dos recursos a serem reconhecidos como necessário a consecução da trajetória
definida.
 Levantamento da demanda e consolidação das informações, inclusive especificações técnicas,
para a aquisição anual de equipamentos de medição e ramais de serviços visando atender as
necessidades de crescimento vegetativo e do processo de inspeção e regularização de unidades
consumidoras.
1.4.4.6 Macroprocesso: Distribuição de Energia
Vinculação: Diretoria de Operação
Finalidade: Observada a estratégia emanada pela Diretoria Executiva, coordenar a elaboração e
acompanhar a execução dos planos de operação da Distribuição no âmbito de cada EDE, em
contato direto com os Diretores de Operação, de forma a contribuir para a padronização das ações e
procedimentos, contribuindo com a máxima disponibilidade do fornecimento de energia elétrica,
com qualidade e continuidade, preservando o meio ambiente, a satisfação dos clientes e
colaboradores. Responsável pela gestão do sistema elétrico da distribuidora.
 Acompanhamento dos Planos de Contingência elaborados para atender situações específicas nas
EDE.
 Acompanhamento das ações de âmbito mais corporativo.
1.4.4.7 Macroprocesso: Planejamento da Expansão
Vinculação: Diretoria de Planejamento e Expansão
40
EXERCÍCIO 2014
Finalidade: Pesquisar, elaborar e Acompanhar a execução de um plano de obras, com o objetivo de
atender ao mercado em conformidade com o ambiente regulatório e a estratégia da empresa.
Principais realizações no ano de 2014:
 Elaboração dos Planos Decenais de Expansão dos Sistemas de Distribuição de todas as
Empresas de Distribuição da Eletrobras – EDE no horizonte 2014-2022, a partir de critérios
padronizados, gerando o plano de obras e investimento associado.
 Elaboração de estudos de acesso a rede, estudos de fluxo de potência e estudos técnicos para
localização de pontos de suprimento da rede básica.
1.4.4.8 Macroprocesso: Projetos e Obras de Engenharia
Vinculação: Diretoria de Planejamento da Expansão
Finalidade: Orientar e acompanhar os projetos e obras Engenharia de forma corporativa para as
Empresas de Distribuição da Eletrobras - EDE, com o objetivo de se obter ganho em escala e
padronização do processo de execução dos projetos e obras de alta tensão.
Em 2014, os planos de obras das empresas de distribuição ficaram prejudicados devido à suspensão
das liberações de recursos dos contratos financiados com o Fundo da RGR, e por conta de não se ter
conseguido fontes de recursos externos. Contudo, apesar de todas essas dificuldades, diversas obras
de alta tensão e de MT/BT foram executadas ou iniciadas com recursos próprios ou com recursos do
Banco Mundial (Projeto Energia+ e Contrapartida), em cada uma das Empresas.
1.4.4.9 Macroprocesso: Pesquisa, Desenvolvimento, Eficiência Energética e Outros Projetos
Especiais
Vinculação: Diretoria de Regulação e Projetos Especiais e na Amazonas vinculada à Presidência
Finalidade: Coordenar, promover e executar ações e programas de P&D, para melhorar o
desempenho operacional das empresas, bem como sua posição competitiva, com visas à
padronização dos processos de planejamento, seleção, implantação e medição dos projetos
objetivando um ganho de eficiência e por consequência a regularização da situação das
distribuidoras perante a obrigação legal de investimentos, dada pela Lei 9.991.
Principais Realizações em 2014:
 Execução de projetos de eficiência energética em comunidades de baixo poder aquisitivo com
substituição de lâmpadas e geladeiras obsoletas por novas mais eficientes. Sendo que a
aquisição das geladeiras foi feita de forma centralizada gerando ganho de eficiência no processo
com redução do custo pelo aumento de escala. Foram substituídas 5.160 geladeiras e
aproximadamente 44 mil lâmpadas.
41
EXERCÍCIO 2014
 Execução de projetos educacionais usando a metodologia do Procel nas Escolas, com unidades
móveis para capacitação de professores e sensibilização dos alunos sobre os conceitos de uso
eficiente e seguro da energia. O projeto atingiu cerca de 100 escolas, 700 professores e 17 mil
alunos.
 Os projetos de eficiência energética desenvolvidos tiveram seus resultados mensurados através
de metodologia definida pelo Grupo de Trabalho de M&V, instituído por esse macroprocesso,
tendo como referência o Protocolo Internacional de Medição e Verificação de Contratos de
Desempenho.
 Avanço no projeto corporativo de Smart Grid (Desenvolvimento de Modelo Referência para
Empresas de Distribuição, fundamentado na experimentação de aplicações de conjunto de
tecnologia Smart Grid, projeto piloto a ser implantado em Parintins-AM) com a licitação de 40
sistemas fotovoltaicos e início da implantação de sistema de monitoramento de transformadores,
entre outras atividades.
 Foi realizada uma Chamada Pública para seleção de projetos de Pesquisa & Desenvolvimento,
nessa recebeu-se mais de 140 propostas de universidades, fundações e institutos de pesquisas
das cinco regiões de nosso país.
1.4.4.10 Macroprocesso: Processos Tarifários
Vinculação: Diretoria de Regulação e Projetos Especiais e na Amazonas vinculada à Presidência
Finalidade: Realizar a busca constante, junto a ANEEL, da adimplência regulatória de suas
Concessionárias de Distribuição, além de acompanhar de forma permanente toda a legislação
vigente e verificar se as normas estão sendo cumpridas evitando, assim, futuras constatações de
não conformidades e consequentes multas por parte da Agência Reguladora. Acompanhar todas as
proposições de atos regulatórios e de Audiências Públicas das Agências Reguladoras e Ministério
de Minas e Energia; Promover e Coordenar as ações de adequação das empresas às normas legais
e regulamentares expedidas pela ANEEL
Finalidade:
 Realização de treinamento sobre CVA para os colaboradores das seis empresas envolvidos com
as áreas de Mercado, Financeira e Regulação, ministrado por Especialistas em Regulação da
ANEEL;
 Realização de Visitas Técnicas internas nas seis empresas, com objetivo de desenvolver ações
preventivas de combate a não conformidades;
 Coordenação das contribuições das Empresas de Distribuição da Eletrobras nos processos de
Audiência Publica promovida pela ANEEL no ano de 2014;
 Implantação do Sistema de Controle de Documentos Regulatórios – CONDOR;
 Acompanhamento das ações de regularização das DMRs – CEAM X MANAUS X Eletrobras
Distribuição Amazonas;
 Acompanhamento das ações necessárias à realização do Reajuste Tarifário Anual das seis
42
EXERCÍCIO 2014
1.4.5 Processos Corporativos de Suporte da UJ
1.4.5.1 Macroprocesso: Operações Financeiras
Vinculação: Diretoria Financeira
Finalidade: Observada a estratégia estabelecida pela Diretoria Executiva, orientar o planejamento,
acompanhar a execução dos processos e atividades referentes à administração de seguros,
elaboração de fluxos de caixa e relacionamento bancário, além de excitar a universalização das
boas práticas entre as empresas e organizar a discussão em torno da padronização de
procedimentos.
 Elaboração do Plano de Negócios 2014-2020 - Essa projeção econômico-financeira tem como
finalidade subsidiar a construção/repactuação dos indicadores do Contrato de Metas e
Desempenho Empresarial – CMDE.
 Cálculo do teste de impairment para o balanço de 2014 - Tem como finalidade testar
periodicamente, a análise sobre a recuperação dos valores registrados no imobilizado e no
intangível, a fim de que sejam registradas as perdas do valor do capital empregado.
1.4.5.2 Macroprocesso: Gestão e Controle Orçamentário
Finalidade: Acompanhamento da elaboração e execução do orçamento nas EDE, observadas as
orientações da Eletrobras.
 Elaboração do Programa de Dispêndios Globais – PDG / Orçamento de 2015;
 Projeção anual dos limites orçamentários que são submetidos para aprovação pela Presidência
da República, compondo os orçamentos das empresas estatais.
1.4.5.3 Macroprocesso: Gestão Contábil e Tributária
Finalidade: Diante das premissas orientativas determinadas pela Diretoria Executiva, orientar e
acompanhar as melhorias de procedimentos e controles dos processos da Contabilidade societária e
regulatória das empresas Distribuidoras da Eletrobras privilegiando a padronização e a melhoria da
gestão contábil.
43
EXERCÍCIO 2014
 O fechamento das Demonstrações Financeiras foram concluídas dentro dos prazos estipulados
pela Holding.
 A conclusão das informações contábeis mensais e trimestrais dentro dos prazos estipulados pela
diretoria e colocados como meta.
 A elaboração das demonstrações financeiras das empresas foram conduzidas e preparadas de
acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, em consonância com as disposições da Lei
das Sociedades por Ações – Lei nº 6.404/76 e suas alterações posteriores, os Pronunciamentos,
Orientações e as Interpretações emitidas pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (“CPC”) e
aprovados pela Comissão de Valores Mobiliários – CVM, os quais estão em conformidade com
as normas internacionais de contabilidade emitidas pelo International Accounting Standards
Board – IASB.
 Todos os Departamentos das empresas foram acompanhadas por gestão de metas e destacaramse com o alcance dos objetivos.
 Implementação das ferramentas tecnológicas com vista a atender os SPEDs Federal e Estadual.
 Padronização do procedimento único nas EDE como exemplo a Provisão Para Devedores
Duvidosos - PCLD.
 Apresentação trimestral à diretoria dos resultados econômicos.
 Informações trimestrais econômicas aos investidores da Eletrobras.
 Apresentação ao Conselho de Administração, Fiscal e diretoria executiva dos resultados finais.
 Orientações correlatas.
1.4.5.4 Macroprocesso: Desenvolvimento Organizacional
Vinculação: Diretoria de Gestão
Finalidade: Promover o mapeamento e o acompanhamento dos processos, observando as
oportunidades de melhorias e otimizações, levando aos executores a reduzir, tanto quanto possível,
as intervalos (gaps) de atuação, objetivando a redução do tempo e maior produtividade no trabalho,
aplicando as metodologias pertinentes. Além disso, apoiar na elaboração e finalização de
normativos e procedimentos, fazendo o devido controle de suas divulgações e atualizações,
avançando na gestão da qualidade e suas diretrizes.











Ajustes na estrutura organizacional das EDE;
Mapeamento do processo de aquisições;
Mapeamento de processo de administração de pessoal;
Mapeamento do processo de benefícios;
Atualização da Norma de Gestão Estratégica;
Atualização da versão da Norma de Deveres, Proibições e Penalidade;
Alteração na Norma de Viagens;
Alteração na Norma de Férias;
Elaboração da Política de Prevenção e Combate ao Assédio Moral e Sexual;
Atualização da versão da Norma de Auditoria;
Acompanhamento e orientação sobre processos e documentação pertinente.
44
EXERCÍCIO 2014
1.4.5.5 Macroprocesso: Relações Trabalhistas e Sindicais
Finalidade: Promover o estreitamento das relações entre os sindicatos dos trabalhadores e as
Empresas de Distribuição Eletrobras – EDE, buscando priorizar as ações promovidas nas empresas
e servindo de parâmetros para as negociações coletivas, assim como, nas tratativas individuais
entre as empresas e os sindicatos dos trabalhadores.
 O ano de 2014 foi atípico, pois não houve negociação de Acordo Coletivo de Trabalho, entendo
em vista que em 2013 foi realizada uma negociação bianual;
 Em maio de 2014, foi feito o acompanhamento da aplicação dos índices concedidos em virtude
da negociação do Acordo Coletivo 2013/2015;
 Acompanhamento das greves ocorridas em abril e maio de 2014, tendo como motivação o
pagamento da PLR de 2013;
 Participação nas reuniões com os Sindicatos majoritários a nível Nacional, a fim de negociar a
nova sistemática de PLR, apesar de todos os esforços a referida negociação ainda não foi
concluída, pois depende da aprovação dos Órgãos Reguladores;
 Regularização do Quinquênio para Anuênio nas empresas: EDE Acre, Alagoas, Rondônia e
Piauí.
1.4.5.6 Macroprocesso: Gestão de Pessoas
Finalidade: Observada a estratégia estabelecida pela Diretoria Executiva, orientar o planejamento,
acompanhar a execução dos projetos, promovendo a universalização das boas práticas entre as
empresas e organizando a discussão em torno da padronização de normas e procedimentos para o
gerenciamento de pessoas, contribuindo para a melhoria do clima organizacional e da qualidade de
vida.
 Orientação para as eventuais mudanças pertinentes;
 Transformação dos quinquênios em anuênio em todas as Empresas aonde ainda se pagava
quinquênio;

 Avaliação, discussão sobre necessidade de revisão das Normas de: Frequência, Jornada de
Trabalho e Horas Extras; Cessão ou Requisição de Empregados;
 Reabertura de adesão para o PCR, para os empregados que ainda não havia aderido;
 Apoio na implementação da estrutura organizacional e seus ajustes quanto à gestão de
resultados por processos;
45
EXERCÍCIO 2014
 Assistência a todas as Reuniões da Diretoria, acompanhando as diretrizes e orientações dos
Diretores e que devem ser observadas sob o ponto de vista da gestão, sobretudo da gestão de
pessoas e, se for o caso, repassando as informações para os Departamentos de Gestão de
Pessoas;
 Participação nas Reuniões dos Grupos de Superintendentes de Gestão de Pessoas de todas as
Empresas Eletrobras, como representante das seis Distribuidoras;
 Emitir respostas a todas as consultas relativas a gestão de pessoas e procedimentos que as
envolvam, buscando orientar os Gerentes de Departamentos e Líderes de Processos, de forma
harmônica e padronizada, com o objetivo de alcançar a unicidade de procedimentos;
 Atuação como intermediária entre as orientações da Eletrobras com todas as Distribuidoras,
acompanhando os levantamentos e informações a serem prestadas;
 Levantamento dos dados para avaliação quali-quantitativa, cujo trabalho está em andamento;
 Encerramento do PID - Plano de Incentivo ao Desligamento, em novembro de 2014;
 Acompanhamento das orientações sobre governança e gestão de pessoas advindas do DEST, da
Eletrobras, do Ministério Público do Trabalho, da Justiça Trabalhista e dos órgãos de controle;
 Acompanhamento das ações trabalhistas e proposições de defesas;
 Acompanhamento das ações sobre segurança do trabalho e saúde ocupacional, orientando e
gerenciando as linhas de atuação;
 Incentivo e acompanhamento da implantação dos Portais de RH, com o Maximo de
acessibilidade para os empregados às informações e aos próprios comprovantes de rendimentos
mensais e anuais.
 Acompanhamento das despesas e atuação pela redução do PMSO.
1.4.5.7 Macroprocesso: Desenvolvimento de Pessoas
Finalidade: Observada a estratégia estabelecida pela Diretoria Executiva, garantir a uniformidade
de práticas de educação corporativa nas Empresas de Distribuição Eletrobras – EDE, de forma
alinhada com as estratégias de negócio das empresas, e com base nas políticas de Desenvolvimento
de Pessoas do Sistema Eletrobras. Coordenar e padronizar o processo de avaliação do desempenho
das equipes de trabalho, alinhando o processo com as metas estabelecidas por meio da Gestão
Estratégica. Garantir a realização de ações de melhoria do desempenho de forma integrada nas
Empresas de Distribuição Eletrobras – EDE e, consequentemente, elevar seu nível de
competitividade. Coordenar o processo de meritocracia na empresa.
 Coordenação da elaboração do Plano Anual de Educação Corporativa pelos Lideres Locais de
Educação Corporativa, a partir do planejamento estratégico das empresas, e acompanhamento
de sua realização.
 Alinhamento e integração do processo de Avaliação de Desempenho, bem como outros
processos correlatos do Departamento de Gestão de Pessoas, com o planejamento da Educação
Corporativa.
46
EXERCÍCIO 2014
 Estabelecimento em conjunto com os Líderes Locais de Educação Corporativa dos Indicadores
de Desempenho do processo, bem como as metas para tais, acompanhando sua evolução e
propondo ajustes quando necessário.
 Negociação e promoção de ações educacionais corporativas unificadas para as Empresas de
Distribuição Eletrobras – EDE, com necessidades comuns, buscando otimização de recursos e
integração entre as empresas.
 Participação nas Reuniões dos Grupos de Trabalho da Universidade Corporativa do sistema
Eletrobras (UNISE), de Avaliação de Desempenho e de Clima Organizacional das Empresas
Eletrobras, como representante das seis Distribuidoras.
1.4.5.8 Macroprocesso: Tecnologia da Informação e Telecomunicações
Finalidade: Observada a estratégia estabelecida pela Diretoria Executiva, propor, coordenar e
promover a execução de ações em Tecnologia da Informação e Telecomunicações, para melhorar o
desempenho operacional das empresas, bem como sua posição competitiva, de forma a gerar
informações acessíveis para a tomada de decisão.
 ProSED – Programa de Sustentação do ERP nas Distribuidoras da Eletrobras: tem por objetivo
priorizar os projetos do PDTIC que dão suporte a implantação e sustentação ao sistema de
gestão SAP, baseado nos pilares de Infraestrutura, Comunicação e Segurança Cibernética.
 Projeto de Antimalware: que tem como objetivo, aumentar a segurança na camada de conteúdo,
incluindo os dispositivos móveis para atender a área de operação na solução do sistema de
despacho móvel, contribui no atendimento ao Plano de Transformação da Eletrobras;
 Projeto de Cabeamento: tendo como objetivo atualizar os recursos de rede de computadores
para trafegar dados, voz e imagem. Este está alinhado para atender o Plano de Transformação da
Eletrobras.
 Contratação do Projeto de Monitoramento: para o gerenciamento dos recursos de TIC, o qual
contribui para aumentar a alta disponibilidade e agilizar na resolução de problemas, além de
obter informações para criar um SLA (Nível de Serviço) junto aos clientes internos, contribui no
atendimento ao Plano de Transformação da Eletrobras.
 Projeto de legalização do Software Gerenciador de Banco de Dados Oracle: Legalização das
licenças Oracle, provendo contingencia para as bases de dados dos sistemas de missão critica e
contratação de options de segurança e desempenho alinhado para mitigar gap da SOX;
 Implantação do Sistema de Ouvidoria: em atendimento à Resolução Normativa ANEEL nº 470
de 13/12/2011;
1.4.5.9 Macroprocesso: Qualidade de Materiais e Fornecedores
Finalidade: Com base nas orientações estratégicas da Diretoria Executiva, orientar e acompanhar o
gerenciamento da qualidade de materiais, através da observância das não conformidades nos
47
EXERCÍCIO 2014
processos de inspeção em fabrica, bem como atestar a qualidade dos fornecedores utilizando a
metodologia do Manual de Inspeção.





Realização de 204 inspeções de materiais e equipamentos no Brasil e no Exterior;
Elaboração de 19 Especificações Técnicas de materiais e equipamentos;
Suporte aos pregoeiros nas licitações de materiais e equipamentos;
Realização de 8 diligências industriais a fim de apurar a capacidade produtiva do fornecedor;
Elaboração do Manual de Inspeção (documento orientador para as inspeções em fabrica,
homologação de materiais e equipamentos da infraestrutura e diligencia industrial).
1.4.5.10 Macroprocesso: Licitação Centralizada
Finalidade: Com base nas orientações estratégicas da Diretoria Executiva, orientar e acompanhar
os procedimentos licitatórios integrados, agregando as demanda de todas as EDE, buscando
padronização das Especificações Técnicas, Ganhos nos valores finais de aquisição e contratação e
ainda, sinergia nos procedimento licitatórios das 06 empresas de distribuição da Eletrobras.
 Levantamento da demanda para realização de licitação centralizados dos bens de uso comum
pelas seis empresas;
 Acompanhamento e realização de 13 procedimentos licitatórios integrados;
 Inicio do processo de padronização dos documentos de licitatórios;
 Auxilio na Elaboração de 19 Especificações Técnicas de materiais e equipamentos;
 Suporte a Gerencia de Suprimento e Comissão de Licitação, nas licitações de materiais e
equipamentos e Centralizados;
 Apoio aos órgãos de Controle Internos e Externos;
 Definição do rol de compras integradas para o exercício de 2015.
1.4.5.11 Macroprocesso: Planejamento de Suprimentos
Finalidade: Com base nas orientações estratégicas da Diretoria Executiva, formular objetivos,
metas e estratégias para a área de Gestão de estoques das Distribuidoras Eletrobrás, visando
otimizar a utilização de seus recursos para a consecução dos objetivos e estratégias aprovadas no
nível estratégico.
48
EXERCÍCIO 2014
 Levantamento da demanda para realização de licitação centralizados dos bens de uso comum
pelas seis empresas, visando o ressuprimento automático;
 Inicio da implantação do controle dos estoques disponíveis;
 Auxilio na Elaboração de Especificações Técnicas de materiais e equipamentos;
 Auxílio na revisão e padronização de descritivo de ressuprimento das 6 EDE, visando
higienização do cadastro de materiais e equipamentos;
 Suporte à Gerência de Planejamento e controle de estoques das EDE;
 Apoio para definição do rol de compras integradas para o exercício de 2015.
49
EXERCÍCIO 2014
2. INFORMAÇÕES SOBRE A GOVERNANÇA
2.1 Estrutura de Governança
O Conselho de Administração é formado por até seis membros, eleitos pela Assembleia Geral,
sendo um indicado pelo Ministro de Estado do Planejamento, Orçamento e Gestão, um eleito
representante dos empregados, o diretor-presidente, e os demais membros serão indicados pela
Holding e pelo Ministério de Minas e Energia, dentre eles o Presidente do Conselho de
Administração, com mandato de um ano, podendo ser reeleitos. É o principal órgão na hierarquia
empresarial, reúne-se ordinariamente uma vez ao mês para tratar de questões estratégicas e de
interesse social, exceto as privativas da Assembleia Geral.
A Diretoria é constituída por um diretor-presidente e até seis diretores eleitos pelo Conselho de
Administração, com mandato de três anos, e exercício de suas funções em regime de tempo integral,
sendo o diretor-presidente membro do Conselho de Administração. A Diretoria é o órgão executivo
de administração e representação, investida dos poderes de administração e gestão dos negócios
sociais, reúne-se ordinariamente uma vez por semana, podendo deliberar sobre quaisquer matérias
relacionadas ao objeto social, exceto aquelas de competência da Assembleia Geral ou do Conselho
de Administração.
O Conselho Fiscal é formado por três membros efetivos e respectivos suplentes, sendo um indicado
pelo Ministério da Fazenda, um indicado pelo Ministério de Minas e Energia, e um indicado pela
Holding, eleitos por Assembleia, dentre os quais um é designado Presidente, todos com mandato de
um ano, permitidas reeleições. É o órgão fiscalizador, reúne-se ordinariamente uma vez por mês.
Compete a este, a tarefa de examinar e opinar sobre os atos dos administradores e gestão
patrimonial, financeira e orçamentária do exercício social.
A Assembleia Geral é o órgão máximo da Compenhia Energética de Alagoas – CEAL, possui
caráter exclusivamente deliberativo, reúne todos os acionistas com ou sem direito a voto, convocada
pelo Conselho de Administração, para deliberarem sobre matérias de interesse societário.
A Auditoria Interna, subordinada ao Conselho de Administração, planeja, executa e avalia as
atividades de auditoria na Companhia e atende às solicitações da alta direção e de órgãos de
controle externo. O Plano Anual de Atividades de Auditoria Interna – PAINT é submetido
previamente à aprovação da Controladoria Geral da União – CGU e ao Conselho de Administração,
que acompanham o desenvolvimento dos trabalhos.
A seleção dos trabalhos leva em consideração a materialidade (magnitude do valor ou do volume de
recursos envolvidos) das áreas/funções da Companhia, suas relevâncias, vulnerabilidades e
criticidade pretérita.
Em atendimento à Lei Societária, as demonstrações financeiras da Companhia são auditadas por
Auditores Independentes, contratados pela Eletrobras, aos quais são garantidas condições de
independência e transparência dos processos internos.
2.1.1 Comitês de Apoio à Governança
2.1.1.1 Comissão de Ética da CEAL (Resolução 033/2015)
A Comissão de Ética da CEAL visa Zelar pelo cumprimento do Código de Ética, atuando como
instância consultiva dos dirigentes e dos respectivos empregados da empresa, apurando fato ou
conduta em desacordo com as normas éticas pertinentes, de modo a esclarecer e julgar
50
EXERCÍCIO 2014
comportamentos com indícios de desvios éticos, orientando e aconselhando sobre ética e conduta,
bem como, notificando as partes sobre suas decisões;
Após o trânsito em julgado de decisões condenatórias, além de adotar providências para fazer
constar nos assentamentos do empregado, o ato, a Comissão também sugerir à Diretoria de Gestão a
instauração de apuração direta ou processo administrativo disciplinar.
2.1.1.2 Comissão Permanente de Processo Disciplinar – CPPD (Resolução 162/2011)
A CPPD tem como finalidade analisar as denúncias ou pedidos de instauração de apuração de
irregularidades enviadas para a Diretoria de Gestão e, havendo indícios de lícito administrativo,
sugerir a instauração do procedimento administrativo, elaborando os documentos de instauração e
de julgamento de Processo Disciplinar, tais como, memorandos, notas técnicas e portarias, a serem
aprovados pela Diretoria de Gestão ou Diretor-Presidente, emitindo relatórios gerenciais sobre os
processos de apuração de irregularidades e solicitando publicação dos dados resultantes.
2.1.1.3 Comitê de Tecnologia da Informação, Automação e Telecomunicações – CTIAT
(Resolução 148/2011)
O CTIAT objetiva avaliar e recomendar à Diretoria Executiva da CEAL, a aprovação de políticas,
diretrizes, planos e programas relacionados à Tecnologia da Informação, Automação e
Telecomunicações - TIC que os suportam, promovendo o alinhamento com as orientações
estratégicas corporativas.
2.2 Atuação da unidade de auditoria interna
2.2.1 Estratégia de atuação em relação à unidade central e às unidades ou subunidades
descentralizadas
A Auditoria Interna é um órgão de controle interno vinculado ao Conselho de Administração da
Companhia, conforme estabelece o artigo 49 do Estatuto Social da Companhia Energética de
Alagoas – CEAL, (vide organograma no tópico 1.3), e está sujeita à orientação normativa e
supervisão técnica do Sistema de Controle Interno do Poder Executivo Federal, conforme artigo 15
do Decreto nº 3.591/2000, com redação dada pelo Decreto nº 4.440/2002.
A designação ou exoneração do titular da Auditoria Interna deve ser proposta pelo DiretorPresidente e submetida à aprovação do Conselho de Administração e, posteriormente, deve ser
aprovada pela Controladoria Geral da União, conforme artigo 49 do Estatuto Social.
No exercício de 2014, a Auditoria Interna estava composta por um gerente, cinco técnicos em
auditoria e um apoio administrativo, conforme relação abaixo.
Tabela 1 – Equipe Auditoria Interna CEAL
NOME
FUNÇÃO
José Gilsen Dorvillé de Araújo
Gerente
Dário Honório da Silva
Administrativo
José Cândido da Silva Filho
Técnico em Auditoria
Josete Costa Gonçalves
Técnica em Auditoria
Amaury de Medeiros Lages Filho
FORMAÇÃO
Nível Superior
Nível Médio
Nível Superior
Nível Superior
Nível Superior
51
EXERCÍCIO 2014
Ari Lins Pedrosa
João Alfredo Carvalho Malta Júnior
Fonte: CEAL (Autoria Interna)
Nível Superior
Nível Superior
2.2.2 Informações quantitativas e qualitativas (área de negócio, unidade regional, objeto etc.)
das auditorias e/ou fiscalizações realizadas no exercício de referência do relatório de gestão
Tabela 2 – Auditorias Realizadas em 2014
TRABALHOS
Almoxarifado
Faturamento e arrecadação
Programa de eficiência
energética – PEE e
programa de pesquisa e
desenvolvimento
tecnológico do setor de
energia elétrica – P&D.
CONSTATAÇÕES
Saída de materiais sem requisição (RMS).
Ausência de devolução de materiais de concretos, condutores e transformadores
danificados e/ou sobra de obras.
Falta de controle no estoque de condutores elétricos.
Inadimplência I – Unidades Consumidoras com 03 (três) ou mais Faturas Pendentes de
Pagamento.
Inadimplência III – Unidades Consumidoras com Fatura(s) Pendente(s) de Pagamento
Há mais de 45 Dias.
Inadimplência III – Unidades Consumidoras do Poder Público e Serviço Público com
Faturas Pendentes de Pagamento.
Unidades Consumidoras Ligadas no Local, mas Desligadas no Sistema AJURÍ.
Unidades Consumidoras com Mais de Três Meses Sem Leitura
Unidades Consumidoras Clandestinas.
Medidores cadastrados em lugar diferente do instalado.
Prorrogação de cessão com débitos vencidos
Usuários do sistema RM com perfil de acesso indevido
Reembolso do benefício ao incentivo às atividades físicas com valor incorreto
Recursos humanos/folha de
pagamento.
Reembolso do benefício a graduação com valor incorreto
Divergência no cálculo de INSS
Divergência no cálculo de IRPF
Falta de gestão nas cessões de empregados
Dispensa e inexigibilidade
de licitação, contratos e
convênios.
Licitação para contratação para Distribuidoras do grupo Eletrobras sem respaldo legal.
Dispensa de licitação indevida.
Pesquisa de preços com empresas de um mesmo grupo econômico.
Restrição ao caráter competitivo da licitação.
Não cumprimento de prazo mínimo para apresentação de propostas na publicação do
edital
Restrição ao caráter competitivo da licitação.
52
EXERCÍCIO 2014
Falta de envio aos participantes das informações do plano CD
Faceal
Valores repassados indevidamente a FACEAL
Follow-Up
O trabalho de Follow-up não gerou recomendações.
Fonte: CEAL (Auditoria Interna)
2.2.3 Demonstração da execução do plano anual de auditoria, contemplando avaliação
comparativa entre as atividades planejadas e realizadas, destacando os trabalhos mais
relevantes, as principais constatações e as providências adotadas pela gestão da unidade
jurisdicionada
Em 2014, a Auditoria Interna realizou os seguintes trabalhos, emitindo 07 (sete) relatórios, para os
quais foram pactuados os respectivos planos de ações, com o objetivo de atender as recomendações
apontadas:
Quadro 4 – Acompanhamento do PAINT/2014
ACOMPANHAMENTO DO PAINT/2014 - Posição em 31/12/2014
Quant. de horas
Item
Projetos
1
Atendimento às Diligências do TCU, CGUR/AL e Eletrobras
420
2
Trabalhos Integrados
280
0 Se houver solicitação
3
Implantação e Testes dos Controles
Internos da CEAL - LEI SARBANES
OXLEY - SOX
840
0
4
RAINT
224
217
Realizado
Encaminhado em 31/01/2014
5
Almoxarifado
350
431
Concluído
Encaminhado em 11/08/2014
6
Prestação Anual de Contas
280
137
Concluído
7
Faturamento e Arrecadação
350
871
Concluido
Entregue a CGU e TCU em 30/05/2014
O Programa foi ampliado. Usado o do
COGE. Encaminhado em 31/07/2014
8
Dispensa e Inexigibilidade de Licitações,
Contratos e Convênios
350
393
Concluído
Concluído em 30/12/2014
Recursos Humanos/Folha de Pagamento
Acompanhamento dos Programas de
Governo: Programa Luz Para Todos PLPT.
560
630
Concluído
560
613
Concluído
11
PAINT/2015
140
145
Concluído
Encaminhado para a CGU em 30/10/2014
12
Auditorias especiais
13
Acompanhamento das Recomendações
dos Trabalhos de Auditoria
700
669
Mensalmente
14
Acompanhamento
desempenho
630
647
Mensalmente
7.000
5.878
1.400
1.400
416
9
10
Previstas Realizadas
1.316
dos
Indicadores
Totais de horas de trabalho (31/03/2013)
Administração e apoio
Treinamento e desenvolvimento
de
720
531
1.232
10.352
Comentários/Justificativas
Permanente
CGU - 447 / TCU - 78 / Conselho Fiscal 6
A ser programado
Relatórios trimestrais (65), Sistema de
594 Se houver solicitação Auditoria (57), Follow-UP (195) e FACEAL
(277)
Férias e afastamentos
Total Geral
Posição
981
8.675
Cândido (20), Josete (20), Amaury (20),
Dario (20), Ari (20), Junior (10), Gilsen
(20)
53
EXERCÍCIO 2014
Fonte: CEAL (CAD)
A sistemática para acompanhamento das recomendações acordadas com as áreas auditadas é
elaborada através de um plano de ação em planilha eletrônica, contendo a constatação, as
recomendações, as ações propostas pelas áreas visando à mitigação dos riscos, os prazos previstos
para implementação das ações e o responsável pela ação. O acompanhamento segue os seguintes
passos:
1º- Registro das descrições das ações no Plano de Ação com as datas previstas para atendimentos as
recomendações por cada trabalho de auditoria;
2º- Lembrete através de e-mail 5 (cinco) dias antes do prazo previsto para encerramento das ações;
3º- Encaminhamento das ações pendentes ao Coordenador Geral/Conselho Administrativo.
2.2.3.1 Relação entre a quantidade de recomendações feitas e a quantidade de recomendações
implementadas pela alta gerência
Tabela 3 – Relação entre a quantidade de recomendações feitas e a quantidade de recomendações implementadas
RECOMENDAÇÕES 2014
STATUS
QUANTIDADE
PERCENTUAL
ATENDIDAS
44
57,90%
NÃO ATENDIDAS
0
0%
EM ANDAMENTO
32
42,10%
TOTAL
76
100%
2.2.4 Eventuais redesenhos feitos recentemente na estrutura organizacional da unidade de
auditoria, inclusive reposicionamento na estrutura da unidade jurisdicionada, demonstrando
os ganhos operacionais deles decorrentes
Nas últimas alterações na estrutura organizacional da empresa, não houve mudança na posição
estrutural da Auditoria Interna, ficando sempre a mesma ligada ao Conselho de Administração.
2.2.5 Opinião do auditor interno sobre a qualidade dos controles internos relacionados à
apuração dos resultados dos indicadores utilizados para monitorar e avaliar a governança e o
desempenho operacional unidade jurisdicionada
Vinculado ao Contrato de Metas e Desempenho Empresarial - CMDE, em junho de 2012, foi
implantada na Companhia a ferramenta de Gestão da Qualidade denominada “Gerenciamento das
Diretrizes pela Rotina Diária”, conhecida internamente como Programa Gestão à Vista. Essa
ferramenta é baseada no modelo Balanced Scorecard e estabelece aos departamentos indicadores
setoriais em conformidade com as diretrizes estratégicas da empresa, que são monitorados
mensalmente, para verificação do atingimento das metas pactuadas. Por meio do Gestão à Vista, os
indicadores definidos são monitorados, sendo possível avaliar a eficiência das atividades da
Auditoria Interna, com o objetivo de promover a sua melhoria contínua e orientá-la para resultados.
Segue abaixo os indicadores da Auditoria Interna, com os resultados alcançados em 2014,
constantes na Avaliação da Gestão Estratégica da Companhia Energética de Alagoas.
54
EXERCÍCIO 2014
Quadro 5 – Itens de Controle
ITENS DE CONTROLE
GESTÃO ESTRATÉGICA 2014
Resultado no
Ano
Alvo
Indicador
Orçamento
de
Custeio
P(Sobreaviso, Periculosidade e
Hora Extra), M, S e O
Cumprimento
físico
das
auditorias
programadas
no
PAINT
Reclamação do cliente interno
de dado enviado com erro e/ou
fora do prazo
Regularização dos pontos de
auditoria no prazo levantados
nos exames registrados no
Relatório com plano de ação
definidos dentro do exercício.
Acidentes com colaborador e/ou
com veículo
Absenteísmo
Sentido
Unidade
Peso
Ano
Até o Mês 12
Verificado
↓
R$
35
Entre R$
33.441,86 e
R$ 41.802,32
Entre R$
33.441,86 e
R$ 41.802,32
R$ 35.735,02
↑
%
30
100%
100,00%
140,00%
↓
Unid
5
1
1
0
↑
%
20
100,00%
100,00%
94,55%
↓
Unid
5
0
0
0
↓
%
5
3,04%
3,04%
0,34%
2.2.5.1 Orçamento de Custeio P(Sobreaviso, Periculosidade e Hora Extra), M, S e O
Tem como objetivo melhorar o desempenho econômico-financeiro do negócio distribuição,
alcançando níveis regulatórios. É medido pelo valor realizado em reais no ano de 2014, sendo o
valor considerado satisfatório se o montante realizado ficar entre 80% e 100% do valor previsto.
2.2.5.2 Cumprimento físico das auditorias programadas no PAINT
Objetiva melhorar a qualidade do serviço e atendimento aos clientes. Visa medir a realização do
PAINT previsto para o ano de 2014. A meta era 100% dos trabalhos, sendo a mesma ultrapassada,
pela inclusão de dois trabalhos especiais, ficando o indicador final em 140%.
2.2.5.3 Reclamação do cliente interno de dado enviado com erro e/ou fora do prazo
Objetiva melhorar a qualidade do serviço e atendimento aos clientes – É medido pelo número
acumulado de reclamações dos clientes da auditoria interna. Não foi verificada nenhuma
reclamação.
2.2.5.4 Regularização dos pontos de auditoria no prazo levantados nos exames registrados no
Relatório com plano de ação definidos dentro do exercício
55
EXERCÍCIO 2014
Busca melhorar o desempenho econômico-financeiro do negócio distribuição, alcançando níveis
regulatórios – É o resultado percentual dos pontos regularizados nos prazos acordados com as áreas
auditadas dividido pelos pontos levantados no período. A meta era 100% e foi alcançado 94,55%.
Porém, considerando que não cabe a Auditoria Interna a efetivação das ações, e que todas as
providências possíveis foram adotadas pela Auditoria Interna para o atingimento da meta,
devidamente provado através de documentos, o indicador foi considerado atingido.
2.2.5.5 Acidentes com colaborador e/ou com veículo
Visa melhorar o desempenho econômico-financeiro do negócio distribuição, alcançando níveis
regulatórios – O resultado é o número de acidentes (com colaborador e/ou veículo) com culpa do
empregado. Não foi verificado nenhum acidente.
2.2.5.6 Absenteísmo
Busca melhorar a qualidade do serviço e atendimento aos clientes. Seu resultado percentual é obtido
através da divisão das horas de afastamento (falta + atestado médico + atraso) pelas horas
trabalhadas, sendo ser resultado dividido por cem. O índice foi alcançado, ficando o indicador em
0,34%.
2.3 Sistema de correição
56
EXERCÍCIO 2014
Tabela 4 – Eventos apurados pela Comissão Permanente de Processo Disciplinar (CPPD)
Modalidade
Evento Apurado
Providência Adotada
Penalidade Aplicada
APURAÇÃO DIRETA
FALTA DE ASSIDUIDADE E PONTUALIDADE AO TRABALHO
Comunicação de Penalidade Nº 02/2014-DCA
ADVERTÊNCIA ESCRITA
APURAÇÃO DIRETA
Comunicação de Penalidade Nº 19/2014-PRDO-AS
APURAÇÃO DIRETA
FALTA NÃO JUSTIFICADA
APURAÇÃO DIRETA
ATO DE INSUBORDINAÇÃO
Comunicação de Penalidade Nº 01/2014-DGA
APURAÇÃO DIRETA
Comunicação de Penalidade Nº 02/2014-DOL
APURAÇÃO DIRETA
AUSÊNCIA DE USO DOS EQUIPAMENTOS DE SEGURANÇA
(EPI)
APURAÇÃO DIRETA
UTILIZAÇÃO INDEVIDA DA VIATURA DA EMPRESA
Comunicação de Penalidade Nº 01/2014-DOS
APURAÇÃO DIRETA
UTILIZAÇÃO INDEVIDA DA VIATURA DA EMPRESA
Comunicação de Penalidade Nº 02/2014-DOS
PROCESSO
DISCIPLINAR
. FALSIFICAÇÃO DE ATESTADOS MÉDICOS
. ATO DE IMPROBIDADE
. ABANDONO DE EMPREGO
Portaria PR Nº 010/2014
DEMISSÃO POR JUSTA CAUSA
INQUÉRITO ADM.
ATO DE IMPROBIDADE
Portaria DG Nº 040/2010 (Aplicado em 29/08/2014) DEMISSÃO POR JUSTA CAUSA
APURAÇÃO DIRETA
ATO LESIVO DE HONRA
Comunicação de Penalidade Nº 01/2014-DGT
SUSPENSÃO POR 15 DIAS
APURAÇÃO DIRETA
Comunicação de Penalidade Nº 016/2014-DODM
APURAÇÃO DIRETA
Comunicação de Penalidade Nº 08/2014-DOE
APURAÇÃO DIRETA
. FALTA DE ASSIDUIDADE E PONTUALIDADE AO TRABALHO
. UTILIZAÇÃO INDEVIDA DA VIATURA DA EMPRESA
Comunicação de Penalidade Nº 01/2014-PRS
APURAÇÃO DIRETA
Comunicação de Penalidade Nº 01/2014-DOE
APURAÇÃO DIRETA
Comunicação de Penalidade Nº 02/2014-DGT
APURAÇÃO DIRETA
FALTAS NÃO JUSTIFICADAS
APURAÇÃO DIRETA
Fonte: CEAL (Comissão Permanente de Processo Disciplinar)
57
EXERCÍCIO 2014
2.4 Avaliação do Funcionamento dos Controles Internos
Quadro 6 – Avaliação do Sistema de Controles Internos da UJ (Quadro A.2.4)
ELEMENTOS DO SISTEMA DE CONTROLES INTERNOS A SEREM AVALIADOS
Ambiente de Controle
VALORES
1
2
3
4
1. A alta administração percebe os controles internos como essenciais à consecução dos objetivos
da unidade e dão suporte adequado ao seu funcionamento.
X
2. Os mecanismos gerais de controle instituídos pela UJ são percebidos por todos os servidores e
funcionários nos diversos níveis da estrutura da unidade.
X
5
3. A comunicação dentro da UJ é adequada e eficiente.
X
4. Existe código formalizado de ética ou de conduta.
X
5. Os procedimentos e as instruções operacionais são padronizados e estão postos em
documentos formais.
X
6. Há mecanismos que garantem ou incentivam a participação dos funcionários e servidores dos
diversos níveis da estrutura da UJ na elaboração dos procedimentos, das instruções
operacionais ou código de ética ou conduta.
X
7. As delegações de autoridade e competência são acompanhadas de definições claras das
responsabilidades.
X
8. Existe adequada segregação de funções nos processos e atividades da competência da UJ.
X
9. Os controles internos adotados contribuem para a consecução dos resultados planejados pela
UJ.
X
Avaliação de Risco
1
2
3
4
10. Os objetivos e metas da unidade jurisdicionada estão formalizados.
5
X
11. Há clara identificação dos processos críticos para a consecução dos objetivos e metas da
unidade.
X
12. É prática da unidade o diagnóstico dos riscos (de origem interna ou externa) envolvidos nos
seus processos estratégicos, bem como a identificação da probabilidade de ocorrência desses
riscos e a consequente adoção de medidas para mitigá-los.
X
13. É prática da unidade a definição de níveis de riscos operacionais, de informações e de
conformidade que podem ser assumidos pelos diversos níveis da gestão.
X
14. A avaliação de riscos é feita de forma contínua, de modo a identificar mudanças no perfil de
risco da UJ ocasionadas por transformações nos ambientes interno e externo.
X
15. Os riscos identificados são mensurados e classificados de modo a serem tratados em uma
escala de prioridades e a gerar informações úteis à tomada de decisão.
X
16. Não há ocorrência de fraudes e perdas que sejam decorrentes de fragilidades nos processos
internos da unidade.
X
17. Na ocorrência de fraudes e desvios, é prática da unidade instaurar sindicância para apurar
responsabilidades e exigir eventuais ressarcimentos.
X
18. Há norma ou regulamento para as atividades de guarda, estoque e inventário de bens e valores
de responsabilidade da unidade.
Procedimentos de Controle
X
1
2
3
4
19. Existem políticas e ações, de natureza preventiva ou de detecção, para diminuir os riscos e
alcançar os objetivos da UJ, claramente estabelecidas.
X
20. As atividades de controle adotadas pela UJ são apropriadas e funcionam consistentemente de
acordo com um plano de longo prazo.
X
21. As atividades de controle adotadas pela UJ possuem custo apropriado ao nível de benefícios
X
5
58
EXERCÍCIO 2014
que possam derivar de sua aplicação.
22. As atividades de controle adotadas pela UJ são abrangentes e razoáveis e estão diretamente
relacionadas com os objetivos de controle.
Informação e Comunicação
X
1
2
3
4
5
23. A informação relevante para UJ é devidamente identificada, documentada, armazenada e
comunicada tempestivamente às pessoas adequadas.
X
24. As informações consideradas relevantes pela UJ são dotadas de qualidade suficiente para
permitir ao gestor tomar as decisões apropriadas.
X
25. A informação disponível para as unidades internas e pessoas da UJ é apropriada, tempestiva,
atual, precisa e acessível.
X
26. A Informação divulgada internamente atende às expectativas dos diversos grupos e indivíduos
da UJ, contribuindo para a execução das responsabilidades de forma eficaz.
X
27. A comunicação das informações perpassa todos os níveis hierárquicos da UJ, em todas as
direções, por todos os seus componentes e por toda a sua estrutura.
X
Monitoramento
1
2
3
4
5
28. O sistema de controle interno da UJ é constantemente monitorado para avaliar sua validade e
qualidade ao longo do tempo.
X
29. O sistema de controle interno da UJ tem sido considerado adequado e efetivo pelas avaliações
sofridas.
X
30. O sistema de controle interno da UJ tem contribuído para a melhoria de seu desempenho.
X
Análise crítica e comentários relevantes:
a) Em relação aos aspectos que estão inseridos no contexto do ambiente de controle, entende-se que a Unidade
Jurisdicionada possui um grau de maturidade razoável, com o estabelecimento de instrumentos normativos e setores
bem estruturados.
Salienta-se também que há uma ampla divulgação das normas relacionadas à questão, com percepção das mesmas não
só pelos empregados, mas pela Alta Administração.
Há uma tendência de fortalecimento dos mecanismos de controle no âmbito da Unidade Jurisdicionada, com ampliação
de riscos mapeados e controles sobre outros aspectos, inclusive relacionados à compliance.
b) A Unidade Jurisdicionada conta com a definição de metas sobre os principais aspectos que causam impactos nos
resultados de suas atividades, existindo um acompanhamento da mesma pela Holding, através dos indicadores do
CMDE, bem como controle interno de metas dos departamentos por meio de avaliação mensal dos indicadores
estabelecidos.
Está formalizada na Unidade Jurisdicionada uma Gerência de Riscos Corporativos, Seguros e Controles Internos, a qual
tem entre outros objetivos a o mapeamento dos principais riscos a que a unidade jurisdicionada está sujeita.
No ano de 2014 foram acompanhados três riscos já mapeados, que são: inadimplência, terceirização e gestão de ativos.
O trabalho de mapeamento de riscos conta com a colaboração as gerências de riscos das demais distribuidoras do Grupo
Eletrobras, bem como de uma coordenação vinculada à estrutura da Diretoria de Distribuição da Holding.
O processo de acompanhamento de Riscos, por ser recente na estrutura da Unidade Jurisdicionada, ainda não alcançou a
maturidade desejada, mas vem evoluindo de forma satisfatória e, certamente já contribui para mitigar a ocorrência de
eventuais prejuízos à Unidade.
A Unidade ainda conta com uma comissão permanente de processos administrativos disciplinares que atua em eventuais
desvios de conduta. Entretanto, até o momento, não a Unidade Jurisdicionada não se deparou com situação de fraudes
ou desvios.
c) A Gerência de riscos ainda não alcançou a maturidade esperada, motivo que impede a mitigação de todos os riscos a
que a Unidade Jurisdicionada está sujeita, mas que em alguma medida já atua de forma minimizar sua ocorrência em
alguns aspectos.
A despeito desta questão, os trabalhos da Auditoria Interna, bem como seus processos internos, já se encontram bastante
consolidados, o que proporciona um controle bastante eficiente proporcionando ganhos na gestão da empresa.
59
EXERCÍCIO 2014
d) Os meios de comunicação de informações, sejam elas geradas internamente, sejam provenientes do ambiente
externo, são considerados eficientes, com ampla abrangência de forma alcançar não só a Alta Administração,
responsável pela tomada de decisões estratégicas, mas também todos os colaboradores que compõem a Unidade
Jurisdicionada.
Salientamos também que a Unidade Jurisdicionada possui uma Assessoria de comunicação bastante atuante,
promovendo ampla divulgação de questões de interesse da sociedade através dos meios de comunicação.
e) Os diversos níveis de controle interno são constantemente avaliados. Alguns controles são avaliados no âmbito da
própria empresa enquanto outros são avaliados por entidades externas.
Entende-se que há um monitoramento adequado dos controles internos, especialmente das atividades realizadas pela
Auditoria Interna que é constantemente avaliada pela Controladoria Geral da União. Salientamos que esta avaliação está
se estendendo à atuação da Comissão Permanente de Processos Disciplinares.
Em relação aos Departamentos da Unidade Jurisdicionada há um constante controle de desempenho por meio de
mecanismos de gestão estratégica implantados, bem como por parte da própria Auditoria ao auditar as atividades dos
mesmos identificando eventuais inconformidades e determinando a elaboração de planejamento para correção.
Estes controles vêm contribuindo para que possam ser alcançados melhores resultados em termos de gestão da unidade
jurisdicionada.
Escala de valores da Avaliação:
(1) Totalmente inválida: Significa que o conteúdo da afirmativa é integralmente não observado no contexto da UJ.
(2) Parcialmente inválida: Significa que o conteúdo da afirmativa é parcialmente observado no contexto da UJ, porém, em sua minoria.
(3) Neutra: Significa que não há como avaliar se o conteúdo da afirmativa é ou não observado no contexto da UJ.
(4) Parcialmente válida: Significa que o conteúdo da afirmativa é parcialmente observado no contexto da UJ, porém, em sua maioria.
(5) Totalmente válido. Significa que o conteúdo da afirmativa é integralmente observado no contexto da UJ.
Fonte: CEAL (Presidência/ Auditoria Interna)
2.5 Remuneração paga a administradores
2.5.1 Política de Remuneração dos Membros da Diretoria Estatutária e dos Conselhos de
Administração e Fiscal
A remuneração dos Diretores, Membros de Conselho Fiscal e de Administração são definidas pela
AGO – Assembleia Geral Ordinária. No modelo atual de gestão conjunta das Empresas de
Distribuição da Eletrobras, as remunerações dos Diretores, excetuando a do Diretor Presidente, são
pagas pela holding Eletrobras.
A remuneração dos Conselheiros de Administração e Fiscal é fixada em 10% dos honorários
médios mensais e do 13º salário, pagos aos membros da Diretoria Executiva, nos termos da Lei
9.292/96, não computados os demais benefícios.
A remuneração da Diretoria Executiva engloba honorários mensais, gratificação natalina, abono
pecuniário de férias, ajuda de custo de transferência, bem como participação nos lucros e/ou
resultados e contribuição a entidade previdenciária privada na qual a Empresa seja mantenedora,
não se repassando os benefícios concedidos aos empregados em Acordo Coletivo de Trabalho, no
que se refere a abono salarial, nem quaisquer outros aumentos, tais como mérito, promoção e
ajustes não lineares.
60
EXERCÍCIO 2014
2.5.2 Demonstrativo da Remuneração Mensal de Membros de Conselhos
Quadro 7 – Remuneração dos Conselhos de Administração e Fiscal (Quadro A.2.5.2)
Período de
Remuneração
Exercício
Nome do Conselheiro
Início Fim
jan
Fev
mar
abr
mai
jun
Jul
ago
FERNANDES JUNIOR, J.
R. de M. R. P.
BRANDAO, G. da S.
POWEL, N. S.
CAVALCANTI, C. V. A.
SOUZA, J. C. de
Valores em R$ 1,00
set
out
nov
dez
Total
-
-
2.310,34
2.310,34
2.310,34
2.310,34
2.572,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
28.903,00
-
-
2310,3
2310,3
2310,34
2310,3
2572,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
28.903,00
2310,3
2310,3
2310,34
2310,3
2572,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
28.903,00
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
14.647,98
2310,3
2310,3
2310,34
2310,3
2572,33
2441,33
2441,33
2441,33
2441,3
2441,33
2441,33
2.441,33
28.903,00
dez
Total
-
-
-
-
Conselho Fiscal
Nome do Conselheiro
(T/S)
Período de
Exercício
Início Fim
-
-
BARRETO, B. C. (T)
COUTO, P. P. R. (T)
FERNANDES, M. L. dos S. (T)
mai/14
CUNHA, P. P. da (S)
Fonte: CEAL (Departamento de Gestão de Pessoas)
Remuneração
jan
Fev
mar
abr
mai
set
out
2.310,34
2.310,34
2.310,34
2.310,34
2.572,33
2.441,33 2.441,33 2.441,33
jun
jul
ago
2.441,33
2.441,33
nov
2.441,33
2.441,33
28.903,00
2.572,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
19.661,64
2.310,34
2.310,34
2.310,34
2.310,34
2.310,34
2.310,34
2.310,34
2.310,34
2.572,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
2.441,33
28.903,00
9.241,36
61
EXERCÍCIO 2014
2.5.3 Demonstrativo Sintético da Remuneração de Membros de Diretoria e de Conselhos
Quadro 8 – Síntese da Remuneração dos Administradores (Quadro A.2.5.3)
Identificação do Órgão
Órgão: Diretoria Estatutária
Remuneração dos Membros
Número de membros:
I – Remuneração Fixa (a+b+c+d)
a) salário ou pró-labore
b) benefícios diretos e indiretos
c) remuneração por participação em comitês
d) outros
II – Remuneração variável (e+f+g+h+i))
e) bônus
f) participação nos resultados
g) remuneração por participação em reuniões
h) comissões
i) outros
III – Total da Remuneração ( I + II)
IV – Benefícios pós-emprego
V – Benefícios motivados pela cessação do exercício do
cargo
VI – Remuneração baseada em ações
2014
1
367.484,17
356.469,49
7.834,68
3.180,00
367.484,17
Valores em R$ 1,00
EXERCÍCIO
2013
1
314.307,48
303.243,36
7.089,12
2012
1
364.884,74
312.525,42
45.337,37
3.975,00
43.117,60
7.021,95
30.116,06
43.117,60
28.842,06
357.425,08
1.274,00
395.000,80
Quadro 9 – Síntese da Remuneração dos Administradores ( Quadro A.2.5.3)
Órgão: Conselho de Administração
Número de membros:
d) outros
e) bônus
h) comissões
i) outros
IV – Benefícios pós-emprego
V – Benefícios motivados pela cessação do exercício do
cargo
VI – Remuneração baseada em ações
Valores em R$ 1,00
2014
4
130.259,98
130.259,98
EXERCÍCIO
2013
3
61.158,46
61.158,46
86.084,58
86.084,58
130.259,98
61.158,46
86.084,58
Quadro 10 – Síntese da Remuneração dos Administradores (Quadro A.2.5.3)
Órgão: Conselho Fiscal
2012
Valores em R$ 1,00
EXERCÍCIO
62
EXERCÍCIO 2014
Número de membros:
d) outros
e) bônus
h) comissões
i) outros
2014
3
86.709,00
86.709,00
2013
3
82.601,16
82.601,16
2012
64.085,82
64.085,82
82.601,16
64.085,82
1.860,00
88.569,00
2.5.4 Demonstrativo da Remuneração Variável dos Administradores
Quadro 11 – Detalhamento de Itens da Remuneração Variável dos Administradores (Quadro
A.2.5.4)
Órgão: Companhia Energética de Alagoas – CEAL
EXERCÍCIO
Reconhecimento de Bônus e Participação de Resultados
2014
2013
0
0
I – Bônus (a+b+c+d)
a) valor mínimo previsto no plano de remuneração
0
0
b) valor máximo previsto no plano de remuneração
0
0
c) valor previsto no plano de remuneração, caso as
0
0
metas estabelecidas fossem atingidas
d) valor efetivamente reconhecido no resultado
0
0
II – Participação no Resultado (e+f+g+h)
0
43.117,60
e) valor mínimo previsto no plano de remuneração
0
43.117,60
f) valor máximo previsto no plano de remuneração
0
0
g) valor previsto no plano de remuneração, caso as
0
0
metas estabelecidas fossem atingidas
h) valor efetivamente reconhecido no resultado
0
0
III – Total ( I + II)
0,00
43.117,60
Valores em R$ 1,00
2012
0
0
0
0
0
7.210,52
7.210,52
0
0
0
7210,52
63
EXERCÍCIO 2014
3. RELACIONAMENTO COM A SOCIEDADE
3.1 Canais de acesso do cidadão
A Companhia Energética de Alagoas dispõe de diversos meios de atendimento para o consumidor.
Entre eles estão os postos de atendimento presencial que estão presentes em todos os 102
municípios do Estado, assim como uma agência de atendimento virtual onde o cliente, acessando o
site da empresa, pode solicitar diversos serviços via internet e registrar reclamações, sugestões, tirar
dúvidas, além de solicitar informações e serviços.
Nos postos presenciais, é disponibilizado um formulário para manifestação do consumidor que ao
ser preenchido é protocolado no atendimento onde a empresa se disponibiliza a responder a
manifestação em 5 dias úteis.
A empresa dispõe ainda de atendimento telefônico, onde é disponibilizado um canal exclusivo para
deficientes auditivos, de espaço para discussão através do conselho de consumidores e do
atendimento realizado pela ouvidoria.
3.1.1 Conselho de Consumidores
Criado pela Lei nº 8.631/93, o Conselho de Consumidores da Companhia Energética de Alagoas,
reúne-se ordinariamente 01 (uma) vez por mês, sendo composto por representantes das principais
classes tarifárias que têm por objetivo orientar, analisar e avaliar as questões ligadas ao consumidor
final.
A ANEEL, além de regulamentar a atividade, arquiva as atas, documentos e informações dos
Conselhos em sua Superintendente de Mediação Administrativa, Ouvidoria Setorial e Participação
Pública – SMA.
Em 2014, este Conselho realizou 11 (onze) reuniões ordinárias e 1 (uma) audiência pública no
auditoria da empresa. Houve reuniões externas que foram realizadas nas cidades de Delmiro
Gouveia e Marechal Deodoro, com o objetivo de ouvir os representantes dessas associações, a
respeito da qualidade dos serviços prestados. Ocorreu também, uma reunião com a SMA/ANEEL
em Brasília-DF, para prestações de contas das atividades realizadas por este conselho.
3.1.2 Ouvidoria
A ouvidoria da Companhia Energética de Alagoas implantou e disponibilizou em seu site
www.eletrobrasalagoas.com.br, o serviço de informação ao cidadão. Em 2014, foram registradas
3.235 manifestações de clientes, tendo sido efetuados todos os atendimentos, observando-se os
prazos previstos na legislação para atendimento das demandas regulatórias.
Ainda em 2014, foi realizada ampla divulgação do papel da ouvidoria em reuniões com os
principais colaboradores responsáveis por responder ouvidorias das áreas comerciais e operacionais
da empresa, demonstrando a importância da ouvidoria como instância de melhoria contínua dos
serviços prestados.
3.2 Carta de Serviços ao Cidadão
64
EXERCÍCIO 2014
A Carta ao Cidadão tem sido disponibilizada pela Companhia Energética de Alagoas, conforme
determina o parágrafo 4º do Decreto nº 6932/2009. Sendo assim, o documento permanece como
destaque na área de Acesso Fácil do site da empresa (www.eletrobrasalagoas.com) – Anexo I, bem
como está disponível nos postos de atendimento da Distribuidora, em todos os municípios
alagoanos para distribuição aos clientes. Para facilitar o acesso do público interno, a Carta também
está disponível na página principal do Portal Corporativo (Intranet) – Anexo II.
3.3 Mecanismos para medir a satisfação dos produtos e serviços
Uma vez por ano, a Companhia Energética de Alagoas realiza a Pesquisa Abradee de Satisfação,
onde avalia a percepção do seu cliente residencial em relação aos itens Fornecimento de Energia,
Informação e Comunicação, Conta de Luz, Atendimento ao Consumidor, Imagem da Empresa,
Responsabilidade Social, Iluminação Pública e Preço.
Anexo III.
3.4 Acesso às informações da unidade jurisdicionada
A Companhia Energética de Alagoas disponibiliza em seu site (www.eletrobrasalagoas.com)
informações sobre sua atuação, úteis à sociedade e que contribua para a transparência da gestão de
forma fácil e atualizada.
Por meio dos links abaixo, pode-se ter acesso a todas as informações de interesse da sociedade, de
forma prática:
http://www.eletrobrasalagoas.com/noticias_lista.aspx
http://www.eletrobrasalagoas.com/transparencia.aspx
http://www.eletrobrasalagoas.com/arquivos/Cartilha_Energia+.pdf
http://www.eletrobrasalagoas.com/noticias_detalhe.aspx?codigo=833
http://www.eletrobrasalagoas.com/avisodesligamento.aspx
http://www.eletrobrasalagoas.com/TarifaSocialDefault.aspx
http://www.eletrobrasrondonia.com/empTarifaAL.cfm
http://www.eletrobrasalagoas.com/arquivos/Eletrobras_Folder_2_Fase_Alagoas.pdf
3.5 Avaliação do desempenho da unidade jurisdicionada
Os consumidores da Companhia Energética de Alagoas dispõem de atendimento presencial em todo
o Estado de Alagoas, havendo na Capital, Maceió, além da Agência central, mais três postos em
regiões estratégicas da cidade, em convênio com o governo Estadual, aonde há a comutação com
outros serviços públicos. Além dos postos presenciais, disponibilizamos aos nossos consumidores a
agência virtual com oferecimento de solicitação de serviços online e o teleatendimento, ambos os
canais estão disponíveis 24 horas por dia.
Nosso quadro de funcionários, nos postos presenciais, atende com cordialidade, fornecendo
informações precisas, com celeridade. Em todos os postos presenciais, o tempo médio de espera é
monitorado através de sistemas computacionais, de forma a não ultrapassar os limites definidos pelo
Órgão Regulador, salvo em dias atípicos. Da mesma forma, há um controle rígido no
teleatendimento, para que as demandas também sejam atendidas dentro dos limites regulatórios.
65
EXERCÍCIO 2014
No intuito de melhorar a qualidade na prestação de serviços, em 2014 o Departamento de
Atendimento estruturou o núcleo de tratamento das reclamações, responsável por analisar
questionamentos recebidos dos consumidores e direcioná-las às áreas competentes para seu devido
tratamento e solução do problema. Ressaltamos que este procedimento está certificado pela ISO
9001 e 10.002.
3.6 Medidas relativas à acessibilidade
Em 2014 iniciou-se um trabalho de levantamento das necessidades de melhoramento da
infraestrutura predial de todos os postos de atendimento presencial ao consumidor do estado de
Alagoas.
Em relação aos postos de atendimento que ainda estavam apresentando algum tipo de problema de
acessibilidade, foram realizados os serviços necessários para adequação a Lei nº 10.98/2000,
Decreto nº 5.296/2004 e normas técnicas da ABNT.
66
EXERCÍCIO 2014
4. AMBIENTE DE ATUAÇÃO
4.1 Informaçõe sobre o ambiente de atuação da unidade jurisdicionada
4.1.1 Caracterização e o comportamento do mercado de atuação
O consumo de energia elétrica da Companhia Energética de Alagoas cresceu 4,4% no ano de 2014
em comparação com o ano de 2013, somando 3.336 GWh. Já o consumo total - considerando os
consumidores livres – apresentou uma taxa de crescimento de 4,6% somando 3.537 GWh. Essa taxa
de crescimento demonstra uma acomodação no crescimento do consumo de energia elétrica em
Alagoas. Explicam essa acomodação do consumo, a ocorrência de chuva maior do que a verificada
no ano anterior, principalmente no primeiro trimestre, diminuindo, por consequência, o uso da
irrigação na cana-de-açúcar; a crise do setor sucroenergético; a temperatura média mais amena; e o
efeito estatístico na comparação, pois a taxa de crescimento em 2013 estava bastante elevada.
Por classe de consumo, o destaque em crescimento ficou com a classe Comercial, seguida da
Iluminação Pública com 6,7% e pela Residencial com 6,5%.
A classe Comercial teve um crescimento no mercado cativo e total de 7,6% e de 7,4%,
respectivamente, com uma participação em relação ao consumo total cativo de 21,9%. O ano de
2014 encerrou com cinco consumidores livres comerciais. Além dos fatores econômicos favoráveis
ao comércio, com inauguração de novas unidades, principalmente dois shopping centers
inaugurados no segundo semestre de 2013, o que influenciou no crescimento do consumo no
primeiro semestre de 2014, também a inclusão dos condomínios residenciais na classe Comercial
explica o crescimento verificado. Segundo dados do IBGE, o volume de vendas no comércio
varejista de Alagoas cresceu 5,2% até novembro de 2014, enquanto a nível nacional cresceu 2,4%,
o que demonstra a manutenção do crescimento do consumo de energia elétrica da classe Comercial.
A Iluminação Pública apresentou crescimento devido ao recadastramento realizado no município de
Maceió.
A classe Residencial, que representa o maior consumo – 1.305 GWh - entre as classes do mercado
cativo e com participação de 39,1% do mercado, apresentou crescimento de 6,5% em relação ao ano
anterior, enquanto a nível nacional e regional cresceu 4,0% e 5,3%, respectivamente.
O crescimento da classe residencial continua sustentado pelo aumento no número de consumidores
(29.799 novas unidades consumidores residenciais, uma variação de 3,3% em relação a 2013), o
aumento na posse e no uso de eletrodomésticos nas residências, principalmente equipamentos
relacionados ao conforto doméstico, como é o caso dos aparelhos de ar condicionado. A ABRAVA,
entidade dos fabricantes de ar-condicionado, afirma que apenas 15,8% das residências do país
possuem, hoje, aparelhos de condicionamento de ar. A entidade estima crescimento nas vendas de
13 a 14% para o ano de 2014.
Outro fator que contribuiu para o crescimento do consumo residencial foi a redução nas perdas
elétricas, com diminuição de 1,32 em números absolutos.
O consumo médio por consumidor, que reflete a maior posse e o maior uso de eletrodomésticos,
cresceu 3,1% de janeiro a dezembro, subindo de 113,4 kWh para 116,9 kWh. Um dado a destacar, é
que está acima 6,4% em relação ao consumo médio por consumidor residencial verificado antes do
racionamento de energia elétrica que foi de 109,2 kWh no ano de 2000.
Já a classe industrial está em fase de acomodação na sua taxa de crescimento. O total da classe
industrial somando o consumo cativo com o livre apresentou crescimento de 5,4%, em relação ao
ano anterior. O consumo cativo apresentou taxa de crescimento de 4,4%. O que explica essa
acomodação é o reflexo do baixo crescimento do PIB nacional, pois a indústria é a primeira a ser
afetada com a desaceleração econômica; a não entrada de novas cargas e a entrada em parada para
manutenção da Braskem PVC em maio de 2014. Por segmento das principais atividades, o maior
67
EXERCÍCIO 2014
crescimento ficou com a produção de produtos plásticos com 13,2%; já o menor ficou com a
fabricação de bebidas com 0,7% em relação ao ano de 2013.
A classe Rural está apresentando uma diminuição de 17,2% em seu consumo, devido à redução no
uso da irrigação na cana-de-açúcar e a grave crise econômica vivida pelas usinas de açúcar e álcool.
A diminuição do consumo de energia elétrica na irrigação se deve à maior ocorrência de chuva,
principalmente no primeiro semestre. Na região de São Miguel dos Campos choveu 939,8 mm,
enquanto no ano de 2013 foi 889,3 mm. Já na região de Penedo, na parte sul do Estado, a
precipitação pluviométrica foi de 631,7 mm nos primeiros seis meses do ano de 2014, contra 614
mm no ano anterior. Por outro lado, a crise econômica do setor faz com que haja redução dos tratos
culturais dos canaviais.
O número total de unidades consumidoras elevou-se em 3,3%, atingindo o valor de 1.013.971
unidades. As unidades residenciais atingiu 930.441, representando 91,8% do total.
Em termos de carga de energia elétrica, que é a energia verificada no sistema para atender ao
mercado faturado, houve crescimento de 2,7% em 2014 em relação ao ano anterior. Desmembrando
a carga, a energia suprida pela Chesf teve crescimento de 2,2%; a carga de energia da cogeração
(biomassa) teve crescimento de 17,9%; e a carga da Celpe que atende a subestação de Campestre
teve um descréscimo de 3,4%.
4.1.2 Principais empresas que atuam ofertando produtos e serviços similares ao da unidade
jurisdicionada
A Companhia Energética de Alagoas – CEAL detém a concessão para a distribuição de energia
elétrica em todo o Estado de Alagoas, através do contrato de concessão nº 007/2001. Portanto, não
há empresas ofertando produtos e serviços similares.
4.1.3 Contextualização dos produtos e serviços ofertados pela unidade jurisdicionada em
relação ao seu ambiente de atuação
Os produtos e serviços estão relacionados à prestação do serviço público de distribuição de energia
elétrica no Estado de Alagoas.
4.1.4 Ameaças e oportunidades observadas no seu ambiente de negócio
As principais oportunidades estão relacionadas à implantação dos programas de desenvolvimento
social; a expectativa do crescimento econômico do Estado nos próximos anos; a implantação de
tecnologia de redes inteligentes; e a pequena dimensão territorial do Estado.
Dentre as principais ameaças estão a perda da concessão e a exigências regulatórias incompatíveis
com a realidade do sistema elétrico.
4.1.5 Informações gerenciais sucintas sobre o relacionamento da unidade jurisdicionada com
os principais clientes de seus produtos e serviços
4.1.5.1 Conselho de Consumidores
68
EXERCÍCIO 2014
Criado pela Lei nº 8.631/93, o Conselho de Consumidores da Companhia Energética de Alagoas
reúne-se ordinariamente uma vez por mês, sendo composto por representantes das principais classes
de consumo e tem por objetivo orientar, analisar e avaliar as questões ligadas ao consumidor final.
Foram promovidas 12 doze reuniões, sendo duas externas, realizadas nas cidades de Delmiro
Gouveia e Marechal Deodoro, com a finalidade de ouvir os representantes das associações locais,
quanto à qualidade dos serviços prestados pela empresa.
Em junho de 2014, aconteceu a 2ª Audiência Pública, na sede da Companhia Energética de
Alagoas, que contou com ampla participação dos consumidores e representantes das diversas
classes de consumo. O objetivo principal da audiência foi colher contribuições a fim de subsidiar a
definição da representatividade das entidades que indicam os membros do Conselho.
As prestações de contas das atividades desenvolvidas e contribuições do Conselho de Consumidores
ocorreram em reunião realizada na Superintendência de Mediação Administrativa Setorial (SMA),
da ANEEL.
4.1.5.2 Ouvidoria
Em 2014, foram registradas 3.235 manifestações de Ouvidoria feitas por consumidores, que foram
apreciadas e encaminhadas para os devidos atendimentos, observando-se os prazos previstos na
legislação para o registro e atendimento de demandas regulatórias.
Foi implantado o Sistema de Ouvidoria WebLink, modernizando os serviços prestados.
4.1.6 Descrição dos riscos de mercado e as estratégias para mitigá-los
O principal risco de mercado está associado ao não atendimento das metas pactuadas com a agência
reguladora e a consequente perda da concessão na distribuição de energia elétrica no Estado de
Alagoas
Como estratégia para mitigá-lo está a consolidação da gestão integrada e realização do saneamento
e equilíbrio econômico-financeiro; aumento da eficácia e eficiência operacionais; a melhoria da
qualidade dos serviços e redução das perdas de energia e da inadimplência; modernização da
estrutura organizacional e do sistema de gestão, melhoria e integração dos processos
administrativos; e a capacitação e profissionalização do quadro gerencial e técnico-administrativo
das empresas distribuidoras.
4.1.7 Principais mudanças de cenários ocorridas nos últimos exercícios
Em janeiro de 2013 houve a redução média de 20,6% nas tarifas de venda praticada pela
distribuidora. Para viabilizar essa diminuição, foram tomadas medidas para a redução com o
dispêndio em compra de energia: redução de 7% em função da redução ou extinção de encargos
(CCC, CDE e RGR) e 13% na redução da tarifa média de geração e da Receita Anual Permitida da
transmissão.
No entanto, o dispêndio com a energia contratada no ano de 2013 (não está incluída a compra no
mercado de curto prazo) não apresentou diminuição, devido ao aumento significativo nos contratos
por Disponibilidade (despacho térmico), como também a entrada de novos contratos relativos ao 2º
leilão de Fontes Alternativas (basicamente eólicas). A variação de aumento com esses contratos foi
de 223,0% em relação ao ano anterior.
69
EXERCÍCIO 2014
Essa elevação na compra de energia foi capturada na revisão tarifária em agosto de 2013. Porém,
devido à metodologia empregada no processo de Revisão Tarifária, o aumento de custo de energia
ficou diluído.
No ano de 2014, a despesa com a compra de energia continua pressionada devido ao:
1. Preço de compra da energia do 12º Leilão de Energia Existente (A-1) de dezembro de 2013,
onde a companhia foi atendida com 57,7 MW médios, com suprimento a partir de janeiro de 2014.
O preço previsto na tarifa pela ANEEL foi de R$ 113,00. O preço médio negociado no leilão foi de
R$ 166,00;
2. Aumento do despacho térmico (receita variável das térmicas) devido ao baixo nível dos
reservatórios;
3. Preço de compra da energia do 13º Leilão de Energia Existente (A) de abril de 2014, onde a
companhia foi atendida com 43,33 MW médios, com suprimento previsto a partir de maio de 2014.
R$ 268,33.
Assim, a dispêndio registrou incremento de 32,3% no período de janeiro a maio de 2014 em
comparação com mesmo período de ano anterior. O destaque foram os contratos por
Disponibilidade parcela fixa (eólicas) com 115,4%, pois não existiam nesse período em 2013 e os
contratos por Quantidade (leilões A-1 e A) com 20,1%.
70
EXERCÍCIO 2014
5. PLANEJAMENTO E RESULTADOS ALCANÇADOS
5.1 Planejamento da unidade
A Companhia incorpora como filosofia, crença e política, a visão estratégica de sua controladora e
organiza-se para uma avaliação crítica como se fora uma empresa de capital aberto, alinhada à
estratégia de desenvolvimento do Governo Federal, orientada para as dimensões social, econômica,
regional, ambiental e democrática, com programas e ações voltados para atender o grau de
desenvolvimento desejado para o País e a sociedade em geral.
Suas ações estratégicas são direcionadas para a construção de uma Companhia sustentável e
competitiva, comprometida com a ética, eficiência, transparência, profissionalismo, respeito e
valorização do ser humano e do meio ambiente.
Dentro das Novas Regras de Governança consta o Contrato de Metas de Desempenho Empresarial CMDE, que reporta a desafios, nas dimensões econômico-financeira, operacional e socioambiental.
Nele estão estabelecidos metas e resultados, objetivando maior eficiência, robustez e rentabilidade
financeira, bem como as condições de acompanhamento e monitoramento.
Em busca da melhoria do desempenho operacional e financeira, a Companhia deu sequência às
ações de implantação de ferramentas de gestão estratégica, onde, por meio do Gerenciamento por
Diretrizes, a Diretoria acompanha de forma sistêmica os indicadores de desempenho e metas
definidas para cada processo, obedecendo ao ciclo do PDCA - planejar, executar, verificar e agir.
No que diz respeito às empresas distribuidoras do grupo Eletrobras, são propostas as seguintes
diretrizes:
 Consolidação da gestão integrada e realização do saneamento e equilíbrio econômico-financeiro;
 Aumento da eficácia e eficiência operacional, melhoria da qualidade dos serviços, redução das
perdas de energia e inadimplência;
 Modernização da estrutura organizacional e sistema de gestão, melhoria e integração dos
processos administrativos, capacitação e profissionalização do quadro gerencial e técnicoadministrativo das empresas.
5.1.1 Formulação das Estratégias
O planejamento estratégico da Companhia é elaborado seguindo as diretrizes estratégicas da
Eletrobras Holding, onde é elaborado o Plano de negócios e diagnóstico da Distribuição, e partir
deste, o estabelecimento de metas e indicadores voltados à melhoria de desempenho da Companhia,
unificando as ferramentas de gestão: SGD (Sistema de Gestão de Desempenho), PMD (Plano de
Melhoria de Desempenho) e o CMDE (Contrato de Metas de Desempenho Empresarial), projetando
desafios nas dimensões econômico-financeiras, operacional, e socioambiental.
A filosofia empresarial da empresa firma-se na Missão – “Atuar no mercado de energia de forma
integrada, rentável e sustentável”, Visão – “Conquistar, até 2014, a sustentabilidade do negócio,
alcançando os níveis de rentabilidade e de qualidade definidos pela Agência Reguladora” Valores –
“Foco em resultados; Empreendedorismo e inovação; Valorização e comprometimento das pessoas;
Ética e transparência”.
A definição dos objetivos estratégicos é realizada de acordo com as seguintes perspectivas:
 Resultados – Para termos êxito, como satisfaremos nossos acionistas?
 Cliente mercado – Para atingir a visão, que requerimentos dos clientes deveremos atingir?
 Processos internos – Para satisfazer meu acionista, clientes/sociedade, o que meus processos
precisam entregar?
71
EXERCÍCIO 2014
 Pessoas – Quais as competências internas que precisamos para alcançar a excelência?
 Inovação & Melhoria – Qual a infraestrutura (tecnologia) que precisamos para alcançar a
excelência?
5.1.1.1 Análise do Mercado de atuação e suas fontes
A análise do ambiente interno e externo da organização ocorre por meio da análise e identificação
das características do setor de distribuição de energia elétrica, do macro ambiente e do mercado de
atuação e suas tendências.
Como preparação para esta etapa uma série de informações são levantadas e segmentadas em oito
Temas Estratégicos: Presidência, Expansão, Suprimentos, Regulação, Operação, Finanças, Gestão e
Comercial.
Para a construção de matriz SWOT são realizadas reuniões e workshops composta pelas principais
lideranças da empresa com o intuito de verificar oportunidades e ameaças que podem afetar e
influenciar diretamente as estratégias da empresa.
A construção do Plano de Negócios, com base na reflexão dos questionamentos e técnicas
apresentados na figura abaixo, desdobrados em Projetos estratégicos e respectivos indicadores e
metas indicam como chegar lá.
5.1.1.2 Análise do Ambiente Interno da Organização
A análise de ambiente interno está estruturada na Matriz SWOT. Nesta análise, o ambiente interno é
evidenciado de acordo com o levantamento dos pontos fortes e pontos fracos em relação à
capacidade da organização em atender o negócio da Companhia Energética de Alagoas.
Figura 2 - Análise do Ambiente Interno
5.1.1.3 Definição dos riscos empresariais e das principais estratégias e objetivos da
organização
72
EXERCÍCIO 2014
Na figura a seguir é detalhado o fluxograma para construção do Planejamento Estratégico.
Definidos os Objetivos estratégicos com base nas perspectivas abordadas no item a, são definidas a
diretrizes por tema e indicadores, bem como as metas para os próximos 3 anos. Estas diretrizes são
desdobradas em Projetos ou Planos de Ação monitorados através de indicadores com respectivas
metas, responsáveis e prazo.
73
EXERCÍCIO 2014
Figura 3 - Fluxograma para construção do Planejamento Estratégico
74
EXERCÍCIO 2014
Os riscos empresariais e os aspectos relacionados ao desenvolvimento sustentável (desempenho
econômico financeiro, social e ambiental) são considerados durante a análise dos cenários interno e
externo e são incorporados nas estratégias, seguindo a metodologia da análise da matriz SWOT.
Todas as partes interessadas são consideradas nas dimensões relativas aos objetivos estratégicos,
garantindo o alinhamento das suas necessidades com as estratégias da Empresa, conforme
apresentado.
5.1.1.4 Avaliação do modelo de negócio em consonância com a definição das estratégias
A estruturação do modelo de negócio é definida com base na concessão estabelecida pela Agência
Reguladora – ANEEL. Esta, por meio de resolução define em que forma a concessionária poderá
atuar em seu mercado. Assim, o setor de distribuição de energia elétrica, por ser uma concessão de
serviço público e altamente regulado não permite implantar mudanças no modelo de negócio como
redefinir produtos, área de concessão, cliente alvo, etc. O mesmo acontece em relação à política de
formação de preço e à estrutura de custo que são definidas pela “empresa de referência”
especificada pela ANEEL. O relacionamento com fornecedores de energia elétrica é definido por
meio de leilões.
Ao final do ciclo, após confronto entre os resultados esperados e os resultados apresentados, as
informações são realimentadas e o aprendizado será considerado para o novo ciclo. O processo é
revisto sistematicamente, antes do início do ciclo do Planejamento Estratégico.
5.1.1.5 Estratégias de Atuação Frente aos Objetivos Estratégicos
Definição de indicadores, estabelecimento de metas de curto e longo prazo, definição dos planos de
ação e referenciais comparativos.
Ainda conforme o fluxo os indicadores são definidos para as diretrizes estabelecidas para
cumprimento dos objetivos estratégicos por Tema.
Destas diretrizes, são estabelecidos os Projetos ou Planos de Ação que devem conter as iniciativas e
respectivos indicadores, metas, responsáveis e prazos.
5.1.2 Execução do Plano de Metas ou de Ações
Os referenciais comparativos são utilizados, sobretudo nos indicadores definidos pela ANEEL e
utilizados nos relatórios da ABRADEE como os de qualidade da prestação dos serviços (DEC e
FEC), satisfação dos consumidores (IASC), satisfação dos colaboradores, perdas, etc.
Os planos de ação são desdobrados a partir da definição dos objetivos estratégicos e todos
desdobrados em Ações ou Projetos que podem ser classificados como Corporativos – que serão
realizados de maneira centralizada para o conjunto das seis Empresas de Distribuição, cujo
responsável será o coordenador do macroprocesso em referência – ou Locais – que serão realizados
apenas pela Companhia Energética de Alagoas.
As ações se caracterizam pelo fato de os recursos serem classificados como custeio e sua
priorização depende da economia gerada para empresa após sua implantação.
75
EXERCÍCIO 2014
Já os projetos são caracterizados pelo fato de necessitarem de captação de recursos de terceiros para
financiamento dos investimentos e sua priorização depende do retorno financeiro com sua
implantação considerando a viabilidade econômico-financeira por meio da TIR, VPL e pay-back.
A figura abaixo apresenta o desdobramento da estratégia, destacando o detalhamento do Plano de
ação realizado utilizando a técnica 5W2H. Esta técnica permite que cada Projeto ou Ação possua
um responsável que deverá desdobrá-las em plano de ação, definido a equipe, cronograma,
estimativa de custos, periodicidade de acompanhamento e indicadores.
Figura 4 - Desdobramento das Estratégias
5.1.2.1 Alocação de recursos
Durante elaboração dos projetos ou planos de ação, os responsáveis por cada um deles devem
evidenciar o retorno financeiro através da viabilidade econômica de sua implantação e deixar claro
quais os benefícios para a empresa. Ou seja, os projetos são analisados de acordo com a
rentabilidade de cada um deles e dos impactos que cada um pode trazer para a empresa, sobretudo
com relação ao aumento de receita, melhora a qualidade do fornecimento e redução de perdas
técnicas.
Com base nesta analise, os projetos e ações são apresentados em reuniões e workshops com a
coordenação direta do Diretor-Presidente da empresa que, em conjunto com os demais Diretores,
realiza a priorização de cada um de acordo com o orçamento aprovado.
5.1.3 Comunicação das estratégias
Após a validação do Plano e negócio, este é apresentado a todos os empregados das seis Empresas
de Distribuição da Eletrobras, transmitidos via vídeo conferência através dos diversos pontos
instalados nas capitais e interiores em evento específico coordenado pelo Diretor-presidente.
Além deste evento, as estratégias são comunicadas às partes interessadas da seguinte forma:
76
EXERCÍCIO 2014
Tabela 5 – Comunicação das Estratégias
Partes Interessadas
Formas de Comunicação/Divulgação
Reunião dos Conselhos
Acionistas
Força de Trabalho
Poder concedente
Relatório de Atividades
Reunião do Conselho de Consumidores
Palestras nas empresas e entidades
Seminários, reuniões setoriais e de equipes, workshops
Correio eletrônico
Mural
Treinamentos
Reuniões com a ANEEL e participação em Audiências Públicas.
Fonte: CEAL (Gerência de Planejamento e Acompanhamento dos Indicadores)
Ações empresariais que vão propiciar a realização das estratégias são disponibilizadas de acordo
com os padrões de trabalho do sistema de acompanhamento contábil e econômico-financeiro, o que
assegura a comunicação e controle.
5.1.4 Principais objetivos estratégicos da unidade para o exercício de 2014
Com o Plano de Negócios aprovado, o macroprocesso de Planejamento Estratégico consolida as
informações e encaminha para os gestores de planejamento locais da empresa que é responsável por
acompanhar a implementação das ações, projetos e indicadores estabelecidos para a Companhia.
O acompanhamento dos resultados é realizado através de reuniões mensais de análise do
desempenho onde são apresentados: painel de indicadores, gráfico com resultados e reflexão
(quando a meta não é atingida).
Quadro 12 – Indicadores Estratégicos
77
EXERCÍCIO 2014
Descrição da Meta
Indicador Utilizado
Melhor
sentido
Unidade
Macroprocesso
Finalístico
Relacionado
Realizado Meta
Realizado Realizado
Dezembro Dezembro
2012
2013
2014
2014
INDICADORES ECONOMICO-FINANCEIROS
Reduzir gastos com PMSO em relação a Receita
Operacional Líquida
PMSO
ROL
%
Manter a dívida líquida em níveis compatíveis com a
geração de caixa operacional
Dívida Líquida
R$ Milhões
Aumentar a rentabilidade
Lucro Líquido
R$ Milhões
Investimento Realizado
Investimento Aprovado
%
Margem % do EBITDA
%
Aumentar o nível histórico de realização dos
Investimentos
Aumentar o desempenho econômico segundo
padrões de mercado
Aumentar o retorno médio da carteira de ações de Pontuação ISE Bovespa
sustentabilidade da BM&F BOVESPA
(Dimensão Econômica)
Descrição da Meta
Indicador Utilizado
Melhor
sentido
Regulação
EconômicoFinanceira
Regulação
Regulação
Planejamento e
Expansão
Regulação
Pontos
Sustentabilidade e
Meio Ambiente
Unidade
Macroprocesso
Finalístico
Relacionado
34,2%
41,5%
19,3%
24,7%
401,7
604,1
941,9
908,3
-83,8
-137,1
-95,4
-36,3
68,6%
78,7%
79,1%
90,0%
0,7%
-8,1%
9,3%
11,6%
N/A
51,5
54,0
45,4
Realizado Meta
Realizado Realizado
Dezembro Dezembro
2012
2013
2014
2014
INDICADORES OPERACIONAIS
Aumentar o índice de satisfação geral dos
consumidores
Reduzir a Duração Equiv. De Interrupção do Cliente DEC
Reduzir a Frequência Equiv. De Interrupção do
Cliente - FEC
IASC ANEEL
%
DEC
Horas
FEC
Ocorrências
Perdas Totais
%
Reduzir a Inadimplência (INAD) dos consumidores
INAD
%
Diminuir tempo médio de atendimento a
ocorrências emergênciais
TMAE
Minutos
Reduzir o nível de Perdas Totais
Descrição da Meta
Indicador Utilizado
Melhor
sentido
Unidade
Aumentar o retorno médio da carteira de ações de
INDICADORES SOCIOAMBIENTAIS
Pesquisa de clima
%
organizacional
Pontuação ISE Bovespa
Pontos
(Dimensão Social)
Pontos
(Dimensão Ambiental)
(Alterações Climáticas)
Aumentar o índice de satisfação dos colaboradores
Pontos
Regulação Técnica
e Comercial
Distribuição de
Energia
Distribuição de
Energia
Medição e
combate às Perdas
Cobrança e
Arrecadação
Distribuição de
Energia
Macroprocesso
Finalístico
Relacionado
Gestão de Pessoas
Sustentabilidade e
Meio Ambiente
Sustentabilidade e
Meio Ambiente
Sustentabilidade e
Meio Ambiente
61,6%
56,3%
52,3%
64,9%
26,2
30,7
36,5
22,7
20,0
16,0
22,7
16,4
27,0%
26,1%
24,8%
18,2%
17,7%
14,8%
12,6%
14,6%
N/A
415,7
305,0
280,0
Realizado Meta
Realizado Realizado
Dezembro Dezembro
2012
2013
2014
2014
N/A
59,2%
N/A
N/A
N/A
59,8
58,0
52,9
N/A
39,9
51,0
37,8
N/A
54,0
53,0
44,9
N/A = Não Apurado
Acima da Meta
Entre 95% e 100% da Meta
Entre 80% e 95% da Meta
Abaixo de 80% da Meta
Fonte: CEAL (CMDE)
Quadro 13 – Indicadores corporativos
78
EXERCÍCIO 2014
EXPLANAÇÃO SUCINTA DOS INDICADORES
INDICADORES ECONÔMICO-FINANCEIROS
Indicador Utilizado
Melhor
sentido
PMSO
ROL
Unidade
Fórmula
%
PMSO/ROL
Dívida Líquida
R$ Milhões
Lucro Líquido
R$ Milhões
Investimento Realizado
%
Margem % do EBITDA
%
(Dimensão Econômica)
Sendo
P = Pessoal; M = Material; S = Serviços; O = Outros; R = Tem a finalidade de quantificar a participação dos
Receita; O = Operacional; L = Líquida
Custos Operacionais na Receita Operacional Líquida.
(Empréstimos e Financiamentos a
pagar Circulante + Empréstimos e
Financiamentos a pagar Não
Não se aplica.
Circulante) – (Caixa + Aplicações +
Empréstimos e Financiamentos a
Receber)
-
Avaliar as disponibilidades da empresa perante sua
dívida bruta.
Medir o nível de remuneração dos investimentos
realizados.
Avaliar a capacidade de realização dos investimentos
aprovados.
Não se aplica.
Investimento
Realizado
/
Não se aplica.
EBITDA ( Earnings before Interest, Taxes, Depreciation and
EBITDA/ROL
Pontos
Utilidade
Amortization); R = Receita; O = Operacional; L = Líquida
-
Medir o nível da margem operacional.
Tem a finalidade de medir o retorno médio da
carteira de ações de sustentabilidade da BM&F
BOVESPA, alinhadas com as práticas de eficiência
econômica, equilíbrio ambiental, justiça social e
governança corporativa.
Não se aplica.
INDICADORES OPERACIONAIS
Indicador Utilizado
Melhor
sentido
IASC ANEEL
Unidade
Fórmula
%
-
Sendo
Não se aplica.
n
DEC
horas
 Ca(i)  t (i)
DEC 
i 1
Cs
n
FEC
Ocorrências
FEC 
 Ca(i)
i 1
Cs
Perdas Totais
%
PT(%) = ((PT(MWh) / EI)-1)*100
INAD
%
Estoque de Inadimplência/
Faturamento 12 meses
TMAE
Minutos
TMAE = TMP + TMD + TME
Utilidade
Medir o índice de satisfação geral dos consumidores.
DEC = Duração Equivalente de Interrupção por
Consumdior; n = Número de interrupções no período de
observação; i = Contador do número de interrupções,
variando de 1 a n; Ca(i) = Número de consumidores, do
conjunto considerado, atingidos na interrupção (i); t(i) =
Tempo de duração da interrupção (i), em horas; Cs =
Número total de consumidores do conjunto
considerado.
FEC = Frequência Equivalente de Interrupção por
Consumidor; n = Número de interrupções no período de
observação; i = Contador do número de interrupções,
variando de 1 a n; Ca(i) = Número de consumidores, do
conjunto considerado, atingidos na interrupção (i); Cs =
Número total de consumidores do conjunto
considerado.
PT(%) = Perda Total em %;
PT(MWh) = Perdas Totais em MWh no mês;
PT(MWh)=EI-(EV+CL+SU);
EI = Energia Injetada em MWh;
EV = Energia vendida em MWh;
CL = Consumo Livre em MWh;
SU = Suprimento à CELPE em MWh.
Exprimir o intervalo de tempo que, em média, cada
consumidor do conjunto considerado ficou privado
do fornecimento de energia elétrica, no período de
observação,
considerando-se
as interrupções
maiores ou iguais a 3 (três) minutos.
Exprimir o número de interrupções que, em média,
cada consumidor do conjunto considerado sofreu no
período de observação, considerando-se as
interrupções maiores ou igauis a (três) minutos.
Medir os níveis de perdas elétricas.
Não se aplica.
Medir a inadimplência dos consumidores em relação
ao faturamento nos últimos 12 meses.
TMP = tempo médio de preparação da equipe de
atendimento de emergência, expresso em
minutos; TMD = Tempo Médio de Deslocamento; TME =
Tempo Médio de Execução.
Medir o Tempo Médio de Atendimento a ocorrências
Emergênciais, compreendendo o período que vai
desde o conhecimento da ocorrência até o momento
do restabelecimento do fornecimento de energia.
Indicador Utilizado
Pesquisa de clima
organizacional
Melhor
sentido
Unidade
Fórmula
%
-
Sendo
Não se aplica.
(Dimensão Social)
Pontos
-
Não se aplica.
(Dimensão Ambiental)
Pontos
-
Não se aplica.
(Alterações Climáticas)
Pontos
-
Não se aplica.
Utilidade
Medir o índice de satisfação dos colaboradores.
Fonte: CEAL (Gerência de Planejamento e Acompanhamento dos Indicadores)
79
EXERCÍCIO 2014
Com inicio de implantação em 2012, a gestão estratégica vem se consolidando como instrumento
eficaz para o alcance de melhores resultados, conforme pose ser observado nos resultados obtidos
em 2014, que apresentam, de um total de 16 indicadores, o atingimento de 6 e melhoria em outros
4, comparando-se com exercícios anteriores.
Para 2015, está sendo implementado novo processo de monitoramento através do estabelecimento
de acordos de Níveis de Serviços. Os acordos de Níveis de Serviços têm como objetivo a
identificação e estabelecimento de serviços que devem ser prestados, entre si, pelas áreas da
Companhia de maneira a facilitar o bom desenvolvimento de suas atividades, e, consequentemente,
refletir positivamente no alcance dos objetivos estratégicos pretendidos.
5.2 Programação orçamentária e financeira e resultados alcançados
5.2.1 Programa Temático
Quadro 14 – Programa Temático (Quadro A.5.2.1)
Identificação do Programa de Governo
Código Programa 2033
Título
Energia Elétrica
Esfera de Recursos- PPA e LOA (em R$ 1,00)
b) Dotação
c) Dotação
d)
a) Global PPA
Esfera
Posição final- Posição final - Remanescente
2012-2015
2012 e 2013
2014
(a-b-c)
Orçamentos Fiscal e da Seguridade Social – OFSS
555.486.423
265.659.664
94.397.594
195.429.165
Orçamento de Investimentos – OI
Outras Fontes
555.486.423
265.659.664
94.397.594
195.429.165
Total
(em R$ 1,00)
Execução Orçamentária e/ou Financeira do Programa - OFSS e OIem 2014
Lei Orçamentária 2014
Orçamento de
Orçamento Fiscal e da Seguridade Social
Investimento
h)Restos a Pagar (inscrição 2014)
e)Despesa
f)Despesa
i)Despesa
g)Despesa Paga
Empenhada
h.2) Não
Liquidada
Realizada
h.1)Processados
Processados
83.792.757
0
Fonte: CEAL (Diretoria de Planejamento e Expansão e Departamento de Orçamento e Gestão Financeira)
Quadro 15 – Programa de governo constante do PPA – De Gestão e manutenção
Identificação do Programa de Governo
Código Programa 0807
Título
Programa de Gestão e Manutenção de Infraestrutura de Empresas Estatais Federais
Esfera de Recursos- PPA e LOA (em R$ 1,00)
b) Dotação
c) Dotação
d)
a) Global PPA
Esfera
Posição final- Posição final - Remanescente
2012-2015
2012 e 2013
2014
(a-b-c)
Orçamentos Fiscal e da Seguridade Social – OFSS
69.413.302
30.157.874
16.971.100
22.284.328
Orçamento de Investimentos – OI
Outras Fontes
69.413.302
30.157.874
16.971.100
22.284.328
Total
(em R$ 1,00)
Execução Orçamentária e/ou Financeira do Programa - OFSS e OIem 2014
80
EXERCÍCIO 2014
Orçamento Fiscal e da Seguridade Social
e)Despesa
Empenhada
f)Despesa
Liquidada
g)Despesa Paga
h)Restos a Pagar (inscrição 2014)
h.2) Não
h.1)Processados
Processados
Orçamento de
Investimento
i)Despesa
Realizada
4.315.499
0
5.2.1.1Análise Situacional
5.2.1.1.1 Programa 2033 – Energia Elétrica
A partir do exercício 2012 até 2015, o Programa Plurianual passou a ser monitorado via SIOP –
Sistema Integrado de Planejamento e Orçamento, fundamentado em Programas Temáticos. Neste
modelo foram concebidos, então, a partir de recortes mais aderentes às políticas públicas.
O PPA 2012-2015 é, portanto, um documento intensivo em conhecimento sobre as razões do atual
estágio de desenvolvimento do Brasil e sobre as escolhas e estratégias necessárias para acelerar o
processo de transformação social iniciado em 2003, em especial para que se consiga erradicar a
miséria em consonância ao Plano Mais Brasil.
No exercício 2014 o Programa “2033-Energia Elétrica” no Estado de Alagoas teve uma
performance de realização econômica/financeira de 79,11 %.
Ao longo do ano de 2014 a realização do investimento ficou comprometida devido a uma drástica
redução no orçamento de investimento, principalmente nas obras estruturantes para atendimento ao
crescimento de mercado que tinham como fonte de recurso a RGR, a qual foi extinta. Isto ocorreu
devido a Medida Provisório 579, convertia para lei 12.783 de 2013, que desobriga as
concessionárias de recolher a quota anual da RGR entre outras. Desta forma a Eletrobras não pode
financiar as obras com este recurso e não obteve uma outra fonte financiadora para continuar com o
plano de obras e melhorias para as concessionárias.
Em 2014, os investimentos realizados pela Companhia atingiram o montante de R$ 88.108 mil,
assim distribuídos: R$ 1.641 mil no Programa Luz para Todos; R$ 11.749 mil na ampliação da rede
de distribuição; R$ 19.344 mil na manutenção do sistema de distribuição; R$ 51.059 mil na
adequação do sistema de comercialização e distribuição; R$ 4.315 mil na manutenção e adequação
de bens móveis, imóveis, equipamentos, e ativos de informática, informação e teleprocessamento.
Esses investimentos representam o terceiro ano orçamentário do PPA 2012-2015 (Plano Plurianual
de Investimentos). Significando uma realização de 78,11% do orçamento de 2014, aprovado pelo
Lei nº 12.952/2014 e revisado pelo Decreto nº 8.382/2014.
5.2.1.1.2 Mercado de Energia Elétrica
O consumo de energia elétrica da Companhia Energética de Alagoas cresceu 4,4% no ano de 2014,
em comparação com o ano de 2013, somando 3.336 GWh. Já o consumo total - considerando os
consumidores livres – apresentou uma taxa de crescimento de 4,6% somando 3.537 GWh. Essa taxa
de crescimento demonstra uma acomodação no aumento do consumo de energia elétrica em
Alagoas. Esse cenário pode ser explicado pela ocorrência de chuva maior do que a verificada no
ano anterior, principalmente no primeiro trimestre, diminuindo, por consequência, o uso da
81
EXERCÍCIO 2014
irrigação na cana-de-açúcar; a crise do setor sucroenergético; a temperatura média mais amena; e o
efeito estatístico na comparação, pois a taxa de crescimento em 2013 estava bastante elevada.
Nos últimos cinco anos, o consumo de energia elétrica aumentou em média 7,9%, refletindo,
portanto, o crescimento econômico vivenciado pela região Nordeste. A diminuição do crescimento
do consumo cativo de 2014 em relação a 2013 é explicada pela redução da atividade econômica e a
diminuição do consumo na irrigação na classe rural.
Por classe de consumo, o destaque em crescimento ficou com a classe Comercial, seguida da
Iluminação Pública e pela Residencial.
A Iluminação Pública apresentou crescimento devido ao recadastramento realizado no município de
Maceió.
A classe Residencial, que representa o maior consumo – 1.305 GWh - entre as classes do mercado
cativo e com participação de 39,1% do mercado, apresentou crescimento de 6,5%, em relação ao
ano anterior, enquanto em nível nacional e regional cresceu 4,0% e 5,3%, respectivamente.
O crescimento da classe residencial continua sustentado pelo aumento no número de consumidores
(29.799 novas unidades consumidores residenciais, uma variação de 3,3% em relação a 2013), o
aumento na posse e no uso de eletrodomésticos nas residências, principalmente equipamentos
relacionados ao conforto doméstico, como é o caso dos aparelhos de ar condicionado. A Associação
Brasileira de Refrigeração, Ar Condicionado, Ventilação e Aquecimento (Abrava), afirma que
apenas 15,8% das residências do país possuem, hoje, aparelhos de condicionamento de ar.
O número total de unidades consumidoras elevou-se em 3,3%, atingindo o valor de 1.013.971
unidades. O total de unidades residenciais atingiu 930.441, representando 91,8% do total.
Outro fator que contribuiu para o crescimento do consumo residencial foi a redução nas perdas
elétricas, com diminuição de 26,13% em 2013 para 24,81% em 2014.
O consumo médio por unidade consumidora, que reflete a maior posse e o maior uso de
eletrodomésticos, cresceu 3,1% de janeiro a dezembro, subindo de 113,4 kWh para 116,9 kWh. Um
dado a ser destacado, é que está 6,4% acima se comparado ao consumo médio por consumidor
residencial, verificado antes do racionamento de energia elétrica que foi de 109,2 kWh, no ano de
2000.
A classe Comercial teve um crescimento no mercado cativo e total de 7,6% e de 7,4%,
respectivamente, com uma participação em relação ao consumo total cativo de 21,9%. O ano de
2014 encerrou com cinco consumidores livres comerciais. Além dos fatores econômicos favoráveis
ao comércio, com inauguração de novas unidades, principalmente dois shopping centers,
inaugurados no segundo semestre de 2013, que influenciou no crescimento do consumo no primeiro
semestre de 2014 e também a inclusão dos condomínios residenciais, na classe Comercial, explica o
crescimento verificado. Segundo dados do IBGE, o volume de vendas no comércio varejista de
Alagoas cresceu 5,2% até novembro de 2014, enquanto em nível nacional cresceu 2,4%, o que
demonstra a manutenção do crescimento do consumo de energia elétrica desta classe.
Já a classe Industrial, está em fase de acomodação na sua taxa de crescimento. Somando o consumo
cativo com o livre, apresentou crescimento de 5,4%, em relação ao ano anterior. O consumo cativo
apresentou taxa de crescimento de 4,4%. Situação justificada pelo baixo crescimento do PIB
nacional, pois a indústria é a primeira a ser afetada com a desaceleração econômica; a não entrada
de novas cargas e a entrada em parada para manutenção da Braskem PVC. Por segmento das
principais atividades, o maior crescimento ficou com a produção de produtos plásticos com 13,2%;
já o menor ficou com a fabricação de bebidas com 0,7% em relação ao ano de 2013.
Em termos de carga de energia elétrica, que é a energia verificada no sistema para atender ao
mercado faturado, houve crescimento de 2,7% em 2014, em relação ao ano anterior.
Desmembrando a carga, a energia suprida pela Eletrobras Chesf teve crescimento de 2,2%; a carga
82
EXERCÍCIO 2014
de energia da cogeração (biomassa) teve crescimento de 17,9%; e a carga da Celpe que atende a
subestação de Campestre teve um decréscimo de 3,4
O valor da tarifa da Companhia Energética de Alagoas teve um aumento médio de 32,4%, após o
Reajuste Tarifário Anual definido pela Aneel, em 26 de agosto de 2014, por meio da Resolução
Homologatória nº 1.782.
Quadro 16 - Crescimento de consumo por classes
Classes de Consumo
Residencial
2013 (MWh)
2014 (MWh)
Crescimento (%)
1.225.494
1.304.933
6,48
Industrial
554.697
579.270
4,43
Comércio/Serviços
680.412
731.982
7,58
Rural
216.079
178.919
-17,20
Poder Público
145.272
150.566
3,64
Iluminação Pública
189.829
202.582
6,72
Serviço Público
179.167
183.564
2,45
3.714
3.724
0,27
3.194.664
3.335.540
4,41
Consumidor Livre
187.516
201.895
7,67
Industrial
167.704
181.941
8,49
Consumo Próp rio
Venda Total Cativo
Comercial
Total Cativo+Livre
Sup rimento
Energia injetada
19.812
19.954
0,72
3.382.180
3.537.435
4,59
19.035
19.870
4,39
2013 (MWh)
2014 (MWh)
Crescimento (%)
CHESF
4.399.897
4.494.889
2,16
CELPE
24.824
23.972
-3,43
179.811
211.925
17,86
COGERAÇÃO (biomassa)
Fonte: CEAL (Diretoria Comercial)
5.2.1.1.3 Indicadores Operacionais
A Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL estabelece através dos Procedimentos de
Distribuição indicadores para mensurar a qualidade do serviço. Esses indicadores além do
acompanhamento por parte da agência reguladora também são utilizados na organização como
forma de mensurar o desempenho.
Os indicadores de qualidade do serviço, são:
a) DEC (Duração equivalente de interrupção por unidade consumidora):
Indicador que mede o intervalo de tempo que, em média, no período de apuração, em cada unidade
consumidora do conjunto considerado ocorreu descontinuidade da distribuição de energia elétrica.
Fórmula de cálculo:
83
EXERCÍCIO 2014
Onde:
DIC = duração de interrupção individual por unidade consumidora ou por ponto de conexão,
expressa em horas e centésimos de hora;
Cc = número total de unidades consumidoras faturadas no conjunto no período de apuração,
atendidas em baixa ou média tensão.
b) FEC (Freqüência equivalente de interrupção por unidade consumidora):
Indicador que mede o número de interrupções ocorridas, em média, no período de apuração, em
cada unidade consumidora do conjunto considerado.
Onde:
FIC = frequência de interrupção individual por unidade consumidora ou por ponto de conexão,
expressa em número de interrupções;
Cc = número total de unidades consumidoras faturadas no conjunto no período de apuração,
atendidas em baixa ou média tensão.
c) TMAE (Tempo médio de atendimento a Emergências):
Indicador que mede o valor médio correspondente aos tempos de atendimento as ocorrências
emergenciais verificadas em um determinado conjunto de unidades consumidoras, no período de
apuração considerado, correspondendo à soma dos tempo de preparação (TMP), tempo de
deslocamento (TMD) e tempo de execução (TME).
Onde:
TP = tempo de preparação da equipe de atendimento emergencial;
TD = tempo de deslocamento da equipe de atendimento emergencial;
TE = tempo de execução do serviço até o seu reestabelecimento pela equipe de atendimento
emergencial;
n = número de ocorrências emergenciais verificadas no conjunto de unidades consumidoras, no
período de apuração considerado;
Analisando os resultados previstos versus realizados para os indicadores observamos que o valores
de DEC e FEC ultrapassaram as metas estabelecidas, e isso foi motivado principalmente pelas: 1)
84
EXERCÍCIO 2014
Ações de melhoria no processo de registro das interrupções registradas no sistema supervisório
SCADA que não eram corretamente registradas no sistema técnico para fins de cálculo do
desempenho, em busca de minimizar exposição às fiscaliações da ANEEL, 2) elevada contribuição
no meses de Janeiro e Fevereiro, por indisponibilidade dos pontos de suprimento Penedo/CHESF e
Arapiraca III/CHESF, motivados por falhas da supridora, 3) contribuição de fatores externos de
origem ambiental como árvores, animais na rede, vento, corrosão e descargas atmosférica afetando
o DEC em 19% e o FEC em 16%, 4) contribuição de terceiros devido abalroamento de poste,
acidentes, pipa na rede e vandalismo afetando em 13% o DEC e 12% o FEC, além de contribuição
para execução das obras de melhoria do sistema elétrico, ou seja, os desligamentos programados
para manutenção e ampliação, que representaram um impacto de 9% no DEC e 6% no FEC.
Para o resultado do TMAE observou-se uma grande redução em relação ao realizado do exercício
de 2013, porém, insuficiente para atingir a meta estabelecida para o ano de 2014. O resultado
observado teve substancial melhoria no 2º semestre do ano, devido ações de reoganização das
equipes de atendimento emergencial no território, melhor gestão dos serviços no centro de operação
integrado, ficando ainda o desafio para avançar na implementação do sistema de despacho móvel,
na ampliação do quadro de equipes com o aumento da estrutura de campo e na implantação das
rotinas de trabalho em sinergia, ou seja, equipes multitarefas para atendimento comercial e técnico.
5.2.1.1.4 Perdas Globais de Energia Elétrica
As perdas globais da Companhia Energética de Alagoas foram reduzidas em 1,32%, quando
comparados os resultados de dezembro de 2013 e dezembro de 2014, saindo do patamar de 26,13%
para 24,81%. A continuidade das ações de inspeção e de regularização de unidades consumidoras,
com foco nas áreas de irrigação, melhorias no processo de faturamento e o recadastramento da
carga de iluminação pública foram os principais fatos motivadores da redução. O início dos projetos
financiados pelo Banco Mundial, especificamente os de Regularização de Clandestinos e
Substituição de Medidores Obsoletos, também contribuíram para o resultado observado.
O bom resultado obtido ainda ficou muito aquém do previsto, considerando uma meta de 22,11% de
perdas totais em relação à energia injetada.
A seguir segue gráfico que ilustra a evolução de perdas nos últimos cinco anos:
Gráfico 1 – Evolução do índice de Perdas Anualizadas - %
85
EXERCÍCIO 2014
31,45
29,95
27,00
26,13
2010
2011
2012
2013
24,81
2014
Fonte: CEAL (Diretoria Comercial)
Os principais fatores que impediram uma melhor performance da empresa no combate às perdas em
relação ao que foi previsto para o período são elencados abaixo:
a) Dificuldades na realização do Plano de Obras da Empresa, tendo em vista a falta de fontes de
investimentos específicas ao setor elétrico;
b) Retração de cerca de 20% do Mercado Rural em relação a 2014, nas unidades do Subgrupo A3,
com sistema de medição robusto e confiável;
c) Interrupção do Programa de Inspeções e regularizações no Interior, em função de
descumprimento contratual por parte do prestador do serviço, com retomada das atividades em
junho de 2014;
d) Interrupção, no mês de Junho de 2014, do Programa de Inspeções e regularizações na Capital,
em razão de dificuldades para a renovação contratual;
e) Atrasos no início dos Projetos do Programa Energia+, em função das especificidades
relacionadas ao financiamento junto ao Banco Mundial.
Abaixo estão elencados os resultados dos principais indicadores das ações desenvolvidas:
a) Energia agregada com melhorias no processo de faturamento: 5.700 MWh;
b) Energia agregada com o recadastramento da Iluminação Pública: 7.218 MWh;
c) Energia recuperada com o recadastramento da Iluminação Pública: 2.099 MWh;
d) Energia recuperada com processos de fraude ou falha na medição: 87.000 MWh;
e) Energia agregada com processos e regularização de clandestinos: 44.470 MWh;
f) Número de regularizações de clandestinos, com predominância no Projeto 5, do Banco Mundial:
416;
g) Número de substituições de medidores obsoletos e ramais no Projeto 3, do Banco Mundial:
3.842, com predominância absoluta de unidades trifásicas;
h) Número de Operações de Inspeções: 62.276;
i) Número de processos abertos: 42.057;
j) Taxa de assertividade das Inspeções: 65%.
86
EXERCÍCIO 2014
Um importante passo também foi dado no processo de avanço tecnológico na medição de grandes
consumidores, com o advento de conjuntos de telemedição em 450 unidades consumidoras
atendidas em média tensão, blindando o sistema contra fraudes, além de otimizar os serviços e
reduzir os custos da leitura. Esse projeto foi concluído no ano de 2014.
Como consequência das ações elencadas, em 2014, a Companhia Energética de Alagoas, foi a
segunda empresa da Região Nordeste que mais reduziu perdas de energia (dados até dezembro),
conforme ilustrado a seguir:
Gráfico 2 – Variação Absoluta Perdas 2014 - NE
Fonte: CEAL (Departamento de Mercado e Compra de Energia)
Destacamos a seguir, trajetórias com o comparativo das perdas na capital, Maceió, e sua região
metropolitana, e no Interior do Estado. Os resultados alcançados com o Programa de Inspeções,
conforme observado no gráfico a seguir, demonstra que a sua descontinuidade pode provocar
inflexões de subida na tendência das Perdas. Conforme já informado, no interior de Alagoas o
Programa se iniciou apenas em meados de 2014, enquanto que na Capital se iniciou no ano de 2012,
sofrendo descontinuidade ao final do primeiro semestre de 2014.
Gráfico 3 – Comparativo das Perdas – Capital x Interior
87
EXERCÍCIO 2014
5.2.2 Objetivo
Quadro 17 – Objetivo fixado pelo PPA (Quadro A.5.2.2)
IDENTIFICAÇÃO DO OBJETIVO
Descrição Universalizar o Acesso a Energia Elétrica
Código 045
Órgão Ministério de Minas e Energia
Programa 2033 - Energia Elétrica.
Código
045
METAS QUANTITATIVAS NÃO REGIONALIZADAS
Sequencial
Descrição da Meta
Unidademed a)Prevista
ida
2015
b)Realizada c)Realizada
em 2014
até 2014
d)%
Realização
(c/a)
Atender 7.795 domicílios rurais
Domicílios
com energia elétrica pelo
7.795
0
4.652
atendidos
Programa Luz Para Todos
1
59,68
Quadro 18 – Objetivos de Programa Temático de Responsabilidade da UJ (Quadro A.5.2.2)
IDENTIFICAÇÃO DO OBJETIVO
Descrição Ampliar, reforçar, e manter os Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica, incluindo a
geração nos Sistemas Isolados.
Código 436
Órgão Ministério de Minas e Energia
Programa 2033 - Energia Elétrica.
Código
436
METAS QUANTITATIVAS NÃO REGIONALIZADAS
Sequencial
Descrição da Meta
Unidademed a)Prevista
ida
2015
b)Realizada c)Realizada
em 2014
até 2014
Ampliar
o
Sistema
de
Distribuição de Energia Elétrica
32
225
1
411
– Ciclo 2012-2015 (AL) com
km
mais 411 km
Adequar e manter o Sistema de
333
2
Distribuição de Energia Elétrica
653
71
km
(AL) com mais 653 km
Reduzir o índice de perdas
3
globais
em
1,25
pontos
9,13
1,32
5,14
%
absolutos.
d)%
Realização
(c/a)
54,74
28,63
56,30
5.2.2.1 Análise Situacional
5.2.2.1.1 Análise Situacional dos Objetivos do Programa 2033 – Energia Elétrica
As divergências observadas entre os percentuais de realização física e financeira são decorrentes
principalmente de:
a) Os custos com ampliações e construções de novas subestações representam o incremento apenas
no avanço financeiro, pois o avanço físico é contabilizado em extensão de linha;
b) Os valores previstos por quilometro de rede que foram informados no PPA 2012-2015 tiveram
como base os custos modulares, os quais contemplam apenas os valores de serviços (mão-de-obra)
e materiais, faltando incluir custos com licenciamentos ambientais, desimpedimento fundiário,
88
EXERCÍCIO 2014
regularização junto ao IPHAN, homem-hora dos funcionários, apoio à fiscalização e apoio ao
gerenciamento.
5.2.3 Ações
5.2.3.1 Ações - OFSS
Quadro 19 – Ações de responsabilidade da UJ – OFSS (Quadro A.5.2.3.1)
Identificação da Ação
11XE Tipo: Projeto
Código
Ampliação do Acesso à Energia Elétrica na Área Rural (Luz Para Todos)
Título
0035
Iniciativa
Universalizar o Acesso a Energia Elétrica Código: 045
Objetivo
Energia Elétrica
Código: 2033
Tipo: Projeto
Programa
Unidade Orçamentária 32268 – Companhia Energética de Alagoas – CEAL
( X ) Sim
( )Não
Caso positivo: ( X )PAC
( ) Brasil sem
Miséria
Ação Prioritária
Execução Orçamentária e Financeira
Dotação
Despesa
Restos a Pagar inscritos 2013
Não
Inicial
Final
Empenhada
Liquidada
Paga
Processados
Processados
41.709.660
2.487.507
1.640.855
Execução Física
Montante
Descrição da meta
Unidade de medida
Previsto
Reprogramado Realizado
Atender 5.347 domicílios rurais
com energia elétrica pelo Programa
Domicílio
5.347
319
0
Luz Para Todos
Quadro 20 - Ações vinculadas a programa temático de responsabilidade da UJ
3375 Tipo: Projeto
Código
Ampliação do Sistema de Distribuição de Energia Elétrica – Ciclo 2012-2015 (AL)
Título
01FS
Iniciativa
Ampliar, manter e reforçar a rede de distribuição de energia elétrica Código: 436
Objetivo
Energia Elétrica
Código: 2033
Tipo: Projeto
Programa
Unidade Orçamentária 32268 – Companhia Energética de Alagoas – CEAL
( ) Sim
( X )Não
Caso positivo: ( )PAC
(
) Brasil sem
Miséria
Ação Prioritária
Dotação
Despesa
Não
Inicial
Final
Empenhada
Liquidada
Paga
Processados
Processados
63.979.584
14.041.000
11.748.965
Execução Física
Montante
Descrição da meta
Unidade de medida
Previsto
Reprogramado Realizado
Ampliar o Sistema de Distribuição
Km
86
37
32
89
EXERCÍCIO 2014
de Energia Elétrica – Ciclo 20122015 (AL) com mais 86 km
Quadro 21 - Ações vinculadas a programa temático de responsabilidade da UJ
6749
Tipo:
Manutenção
Código
Manutenção do Sistema de Distribuição de Energia Elétrica (AL)
Título
01FS
Iniciativa
Objetivo
Energia Elétrica
Código: 2033
Tipo: Manutenção
Programa
32268 – Companhia Energética de Alagoas – CEAL
Unidade Orçamentária
( ) Sim
( X )Não
( ) Brasil sem
Miséria
Ação Prioritária
Dotação
Despesa
Inicial
Final
Empenhada Liquidada
Paga
Processados
Não Processados
42.244.394
24.197.232
19.344.005
Execução Física
Montante
Unidade de
Descrição da meta
medida
Previsto
Reprogramado
Realizado
Adequar e manter o Sistema de Distribuição de
Energia Elétrica (AL) com mais 109 km
km
109
74
71
20P3Tipo: Projeto
Adequação do Sistemas de Comercialização e Distribuição de Energia Elétrica Redução de Perdas Comerciais (AL) - No Estado de Alagoas
Título
01FS
Iniciativa
Objetivo
Energia Elétrica
Código: 2033
Tipo: Projeto
Programa
( ) Sim
( X )Não
( ) Brasil sem
Miséria
Ação Prioritária
Dotação
Despesa
Não
Inicial
Final
Empenhada
Liquidada
Paga
Processados
Processados
101.457.261
53.671.855
51.058.932
Execução Física
Montante
Unidade de
Descrição da meta
medida
Previsto
Reprogramado
Realizado
Reduzir o índice de perdas globais em 1,25 pontos
%
4,01
1,32
percentuais.
Código
Quadro 22 – Ações vinculadas a programa de gestão, manutenção e serviços
4101
Código
Descrição
Manutenção e Adequação de Bens Imóveis
90
EXERCÍCIO 2014
Unidade Responsável
Dotação
Inicial
Final
6.012.500 2.260.000
Ministério de Minas e Energia
Companhia Energética de Alagoas
Execução Orçamentária e Financeira da Ação (em R$ 1,00)
Despesa
Restos a Pagar
Empenhada
Liquidada
Processados
Não Processados
Valores Pagos
637.169
Metas do Exercício Para a Ação
Meta Física
Meta Financeira
Unidade de
Ordem
Descrição
Medida
Prevista
Realizada
Prevista
Realizada
Manutenção e Adequação
% de
100%
28,19%
2.260.000
637.169
1
de Bens Imóveis
realização
Fonte: CEAL (Diretoria de Planejamento e Expansão e Departamento de Orçamento e Gestão Financeira – Relatório:
INV1 – ERP/OFM)
4102
Código
Descrição
Manutenção e Adequação de Bens Imóveis
Dotação
Despesa
Restos a Pagar
Valores Pagos
Inicial
Final
Empenhada
Liquidada
Processados
Não Processados
4.121.560
500.000
173.049
Meta Física
Meta Financeira
Unidade de
Ordem
Descrição
Medida
Prevista
Realizada
Prevista
Realizada
% de
100%
34,61%
500.000
173.049
1
de Bens Móveis, Veículos,
realização
Máquinas e Equipamentos
Fonte: CEAL (Diretoria de Planejamento e Expansão e Departamento de Orçamento e Gestão Financeira – Relatório:
INV1 – ERP/OFM)
4103
Código
Descrição
Manutenção e Adequação de Bens Móveis, Veículos, Máquinas e Equipamentos
Dotação
Despesa
Restos a Pagar
Valores Pagos
Inicial
Final
Empenhada
Liquidada
Processados
Não Processados
35.750.666 14.211.100
3.899.562
Meta Física
Meta Financeira
Unidade de
Ordem
Descrição
Medida
Prevista
Realizada
Prevista
Realizada
% de
14.211.100
3.899.562
1
100 %
27,44 %
de Ativos de Informática,
realização
Informação e
Teleprocessamento
91
EXERCÍCIO 2014
5.2.3.2 Ações – Orçamento de Investimento – OI
Quadro 25 – Ações do Orçamento de Investimento (Quadro A.5.2.3.4)
11XE
Tipo: Projeto
Ampliação do Acesso à Energia Elétrica na Área Rural (Luz Para Todos)
0035
Universalizar o Acesso a Energia Elétrica Código: 045
Energia Elétrica
Código: 2033
Tipo: Projeto
( X ) Sim ( )Não
Caso positivo: ( X )PAC
( ) Brasil sem Miséria
Execução Financeira e Física
Execução Física – Meta
Dotação Inicial
Dotação Final
Valor Realizado
Descrição da Meta
Unidade de medida
Previsto
Atender 5.347 domicílios
rurais com energia elétrica
41.709.660
2.487.507
1.640.855
Domicílio
5.347
pelo Programa Luz Para
Todos
Fonte: CEAL (Diretoria de Planejamento e Expansão e Diretoria Financeira)
Código
Título
Iniciativa
Objetivo
Programa
Ação Prioritária
Reprogramado
Realizado
319
0
3375
Tipo: Projeto
Ampliação do Sistema de Distribuição de Energia Elétrica – Ciclo 2012-2015 (AL)
01FS
Energia Elétrica
Código: 2033
Tipo: Projeto
( ) Sim
( X )Não
Dotação Inicial
Dotação Final
Valor Realizado
Descrição da Meta
Unidade de medida
Previsto
Ampliar o Sistema de
63.979.584
14.041.000
11.748.965
Km
86
Distribuição de Energia
Código
Título
Iniciativa
Objetivo
Programa
Ação Prioritária
Reprogramado
Realizado
37
32
92
EXERCÍCIO 2014
Elétrica – Ciclo 2012-2015
(AL) com mais 86 km
6749
Tipo: Manutenção
Manutenção do Sistema de Distribuição de Energia Elétrica (AL)
01FS
Energia Elétrica
Código: 2033
Tipo: Manutenção
( ) Sim ( X )Não
Dotação Inicial
Dotação Final
Valor Realizado
Descrição da Meta
Unidade de medida
Previsto
Adequar e manter o Sistema
de Distribuição de Energia
42.244.394
24.197.232
19.344.005
km
109
Elétrica (AL) com mais 109
km
Código
Título
Iniciativa
Objetivo
Programa
Ação Prioritária
Reprogramado
Realizado
74
71
20P3
Tipo: Projeto
Adequação do Sistemas de Comercialização e Distribuição de Energia Elétrica - Redução de Perdas Comerciais (AL) - No Estado de Alagoas
01FS
Energia Elétrica
Código: 2033
Tipo: Projeto
( ) Sim ( X )Não
Dotação Inicial
Dotação Final
Valor Realizado
Descrição da Meta
Unidade de medida
Previsto
Reprogramado
Realizado
93
Código
Título
Iniciativa
Objetivo
Programa
Ação Prioritária
EXERCÍCIO 2014
Reduzir o índice de perdas
globais em 1,25 pontos
101.457.261
53.671.855
51.058.932
percentuais.
%
4,01
1,32
94
EXERCÍCIO 2014
5.2.3.3 Análise Situacional
5.2.3.3.1 Programa 2033 – Energia Elétrica
Quadro 29 – Demonstrativo da Execução Econômica/financeira, no exercício 2014
ÓRGÃO
: 32000 - Ministério de Minas e Energia
UNIDADE
: 32268 - Companhia Energética de Alagoas - CEAL
Receita
Exercício : 2014
Mês : Dezem bro
Dotação Atual
61100000
Geração Própria
62110000
Execução
43.991.692
43.991.692
Direto
0
0
62130000
Saldos de Exercícios Anteriores
0
0
62200000
Controladora
0
0
62300000
Outras Estatais
0
0
62900000
Outras Fontes
0
0
63100000
Internas
0
0
63200000
Externas
0
0
69100000
Debêntures
0
0
69200000
Controladora
67.377.002
44.116.564
69300000
Outras Estatais
0
0
69900000
Outras Fontes
0
0
111.368.694
88.108.256
Total de Receitas (A)
Despesa
Ação
Dotação Atual
Localizador
11XE - Ampliação do Sistema de Distribuição Rural de Energia
Elétrica - Luz para Todos (AL)
0027 - No Estado de Alagoas
Produto
Unidade consumidora atendida (unidade)
Ação
Execução
2.487.507
1.640.855
319
0
20P3 - Adequação do Sistemas de Comercialização e
Distribuição de Energia Elétrica - Redução de Perdas
53.671.855
51.058.932
Localizador
3375 - Ampliação do Sistema de Distribuição de Energia
Elétrica - PPA 2012-2015 (AL)
14.041.000
11.748.965
Produto
Sistema ampliado (percentual de execução f ísica)
5
0
Ação
4101 - Manutenção e Adequação de Bens Imóveis
Localizador
2.260.000
238.551
Ação
4102 - Manutenção e Adequação de Bens Móveis, Veículos,
Máquinas e Equipamentos
500.000
177.386
4103 - Manutenção e Adequação de Ativos de Inf ormática,
Inf ormação e Teleprocessamento
14.211.100
3.899.562
6749 - Manutenção do Sistema de Distribuição de Energia
Elétrica (AL)
24.197.232
19.344.005
111.368.694
88.108.256
0
0
Localizador
Ação
Localizador
Ação
Localizador
Ação
Localizador
Total de Despesas (B)
Diferença (A-B)
95
EXERCÍCIO 2014
Com a finalidade de criar condições para que o PPA estabeleça relações mais adequadas com todos
os insumos necessários à viabilização das políticas, os Programas Temáticos do PPA 2012-2015
estão organizados em Objetivos que, por sua vez, são detalhados em Metas e Iniciativas.
Quadro 30 - Objetivos, metas e iniciativas do PPA 2012-2015
REALIZADO 2014
PREVISTO
Empresa
Objetivo
Iniciativa Ação_Num
TextoLongo
Descricao
Unidade
2014
% Execução
Física
2014
CEAL
45
0035
11XE
Ampliação do Sistema de Distribuição Rural de
Energia Elétrica - Luz para Todos (AL) - No
Estado de Alagoas
Atender 6.660 domicílios rurais com
energia elétrica pelo Programa Luz para domicílio
Todos
319
0
0,00%
CEAL
436
01FS
20P3
Adequação do Sistemas de Comercialização e
Distribuição de Energia Elétrica - Redução de
Perdas Comerciais (AL) - No Estado de Alagoas
Redução do índice de perdas técnicas e
comerciais de distribuição em 1,25
pontos absolutos
unidade
4,01
1,32
32,92%
CEAL
436
01FS
3375
Ampliação do Sistema de Distribuição de
Energia Elétrica - PPA 2012-2015 (AL) - No
Estado de Alagoas
Acréscimo de 1.446 km de redes de
distribuição de energia elétrica
km
37
32
86,49%
CEAL
436
01FS
6749
Manutenção do Sistema de Distribuição de
Energia Elétrica (AL) - No Estado de Alagoas
Acréscimo de 1.163 km de redes de
distribuição de energia elétrica
km
74
71
95,95%
5.2.3.3.2 Programa Luz para Todos (11XE)
Em 31 de dezembro de 2013, a Companhia assinou um novo Termo de Compromisso junto ao
MME, ANEEL e Eletrobras, o qual determina as metas de ligações previstas para Alagoas– 10.479
domicílios para eletrificar.
No início de 2014 foi encaminhado à Eletrobras um programa de obras para ligação dos novos
consumidores, previsto no termo de compromisso. Este programa de obras foi analisado pela
Eletrobras e resultou na assinatura, em outubro de 2014, do contrato ECFS 350/2014, ao custo
aproximado de R$ 75 milhões. Garantindo a partir daí a fonte de recurso necessária para a
realização do programa, o que justifica a não ligação dos consumidores em 2014.
A partir daí, com a fonte de recurso assegurada, foi iniciado processo de licitação para contratação
de empresas para execução das obras previstas, com previsão de início a partir de agosto de 2015 e
extendendo-se até 2016.
Em dezembro 2014 foi emitido decreto prorrogando o Programa Luz para Todos para até 2018.
5.2.3.3.3 Ampliação do Sistema de Distribuição (3375)
Em 2014 foram contratados serviços arqueológicos de Diagnóstico, Prospecção e Educação
Patrimonial para 15 empreendimentos, entre Subestações de Energia e Linhas de Distribuição de 69
kV. Estes serviços são indispensáveis para a obtenção das licenças ambientais. Dentre todos
empreendimentos, já foram obtidas as licenças ambientais de instalação para as Linhas de
Distribuição Delmiro Gouveia – Olho d’Água das Flores e Santana do Ipanema – Olho d’Água das
Flores.
Durante o ano de 2014 foram construídos 32 km de rede de média tensão (13,8kV) com o próprio
recurso da Companhia Energética de Alagoas, enquanto que para alta tensão (69kV) não houve
qualquer avanço físico. Há de se considerar, entretanto, que para as obras da Linha de Distribuição
96
EXERCÍCIO 2014
Delmiro Gouveia – Olho d’Água das Flores foram adquiridos aproximadamente 47% dos materiais
fornecidos pela contratada.
À excessão da Linha de Distribuição Delmiro Gouveia – Olho d’Água das Flores, não foi
autorizada a emissão de ordem de serviço aos demais emprendimentos por não possuírem fonte de
recurso financeiro garantido.
5.2.3.3.4 Manutenção do Sistema de Distribuição (6749)
No programa de manutenção, o projeto que engloba os serviços de manutenção e de melhorias de
redes, com a realização de recondutoramento de redes, serviços de melhorias como divisão de
circuitos, revitalização e reforço de linhas e redes de distribuição de energia elétrica, registrou uma
realização de 116% do previsto para o ano.
Já os projetos de manutenção em linhas e redes de distribuição de MT/BT, representadas pelo
programa de manutenção, e que englobam serviços de instalação/substituição de postes e de
transformadores de distribuição, além de troca de isoladores de MT e outros componentes como
chaves fusíveis, obtiveram realização total de 98,27%, verificando-se um valor totalmente
satisfatório de realização do programa para o ano.
5.2.3.3.5 Adequação do Sistema de Comercialização e Distribuição (20P3)
Foram executados projetos de automação de subestações e redes de distribuição, atendimento a
pedido de ligação de novos consumidores com aplicação de materiais menos suscetíveis ao furto de
energia.
Em 2014, entre os projetos constantes da referida programática, o destaque foi para o início da
instalação dos equipamentos adquiridos com recurso do projeto Energia+, tais como banco de
capacitor, bancos de regulares de tensão e religadores de poste. A programática teve ao todo uma
realização de 95% da programática, o que configura uma realização bastante satisfatória do
orçamento investimento.
5.2.3.3.6 Manutenção e Adequação de Bens Móveis, Imóveis, Equipamentos, e Ativos de
Informática, Informação e Teleprocessamento (4101-4102-4103)
No exercício 2014 o Programa 0807 – Programa de Gestão e Manutenção de Infraestrutura de
Empresas Estatais Federais teve uma performance de realização econômica/financeira de 27,75%.
5.3 Informações sobre indicadores de desempenho operacional
5.3.1 Índice Aneel de Satisfação do Consumidor – IASC
O Índice Aneel de Satisfação do Consumidor - IASC é o resultado da pesquisa junto ao consumidor
residencial que a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL realiza todos os anos, desde o ano
2000, para avaliar o grau de satisfação dos consumidores residenciais com os serviços prestados
97
EXERCÍCIO 2014
pelas distribuidoras de energia elétrica. Essa pesquisa de satisfação tem como objetivo incentivar a
melhoria da prestação dos serviços de energia elétrica.
A pesquisa abrange as 101 distribuidoras de energia elétrica do País, sendo realizadas em torno de
25.186 entrevistas por empresas especializadas em serviços de pesquisa, contratadas pela ANEEL
por meio de licitação.
De forma a estimular a melhoria da prestação de serviços de energia elétrica, orientada para a
satisfação dos consumidores, as distribuidoras melhor avaliadas pelos consumidores concorrem
anualmente ao Prêmio IASC.
Gráfico 4 – Comparativo entre os índices IASC alcançado pela Companhia (Companhia Energética de Alagoas),
média Nordeste, média Brasil e a empresa Benchmark no ano de 2014
Gráfico 5 – comparativo entre as metas estabelecidas, para o IASC e os resultados alcançados pela Companhia
80,00%
60,00%
64,90%
63,00% 56,33%
52,30%
40,00%
20,00%
0,00%
2013
2014
Meta
Resultado
Fonte: CMDE e IASC
O resultado do IASC 2014 foi fortemente influenciado pela crise conjuntural no setor elétrico. Com
a escassez da água nos reservatórios das hidroelétricas, o ONS teve que acionar as geradoras
98
EXERCÍCIO 2014
térmicas. Com isso o preço da energia ficou muito elevado causando um certo desconforto aos
consumidores que no momento da pesquisa de satisfação da ANEEL nos avaliou com muito mais
rigor, tanto que tivemos o pior resultado na pesquisa justamente no item de avaliação "VALOR",
com uma redução de 19,8% em relação ao ano anterior.
O não alcance dos resultados previstos para os indicadores DEC e FEC em 2014, relacionados com
a qualidade no fornecimento da energia, também influenciou o não atingimento da meta
estabelecida.
Mesmo passando por esse momento complicado, com o resultado de 52,3%, a Companhia ainda
ficou na faixa em que a ANEEL considera como REGULAR de 40% à 60%.
5.3.2 Indicadores DEC e FEC
Os resultados alcançados em 2014 para os indicadores DEC e FEC ultrapassaram as metas
estabelecidas principalmente em função das ocorrências a seguir:
a) Ações de melhoria no processo de registro das interrupções registradas no sistema supervisório
SCADA, que não eram corretamente registradas no sistema técnico para fins de cálculo do
desempenho;
b) Elevada contribuição nos meses de Janeiro e Fevereiro, de indisponibilidade nos pontos de
suprimento Penedo/CHESF e Arapiraca III/CHESF, motivados por falhas da supridora;
c) Contribuição de fatores externos de origem ambiental como árvores, animais na rede, vento,
corrosão e descargas atmosférica afetando o DEC em 19% e o FEC em 16%;
d) contribuição de terceiros devido abalroamento de poste, acidentes, pipa na rede e vandalismo
afetando em 13% o DEC e 12% o FEC, além de contribuição para execução das obras de melhoria
do sistema elétrico, ou seja, os desligamentos programados para manutenção e ampliação, que
representaram um impacto de 9% no DEC e 6% no FEC.
5.3.3 Perdas Totais
As perdas globais da Companhia Energética de Alagoas foram reduzidas em 1,32%, quando
comparados os resultados de dezembro de 2013 e dezembro de 2014, saindo do patamar de 26,13%
para 24,81%. A continuidade das ações de inspeção e de regularização de unidades consumidoras,
com foco nas áreas de irrigação, melhorias no processo de faturamento e o recadastramento da
carga de iluminação pública foram os principais fatos motivadores da redução. O início dos projetos
financiados pelo Banco Mundial, especificamente os de Regularização de Clandestinos e
Substituição de Medidores Obsoletos, também contribuíram para o resultado observado.
O bom resultado obtido ainda ficou muito aquém do previsto, considerando uma meta de 22,11% de
perdas totais em relação à energia injetada.
Os principais fatores que impediram uma melhor performance da empresa no combate às perdas em
relação ao que foi previsto para o período são elencados abaixo:
Dificuldades na realização do Plano de Obras da Empresa, tendo em vista a falta de fontes de
investimentos específicas ao setor elétrico;
Retração de cerca de 20% do Mercado Rural em relação a 2014, nas unidades do Subgrupo A3,
com sistema de medição robusto e confiável;
99
EXERCÍCIO 2014
Interrupção do Programa de Inspeções e regularizações no Interior, em função de descumprimento
contratual por parte do prestador do serviço, com retomada das atividades em junho de 2014;
Interrupção, no mês de Junho de 2014, do Programa de Inspeções e regularizações na Capital, em
razão de dificuldades para a renovação contratual.
Atrasos no início dos Projetos do Programa Energia+, em função das especificidades relacionadas
ao financiamento junto ao Banco Mundial.
Abaixo estão elencados os resultados dos principais indicadores das ações desenvolvidas:
a) Energia agregada com melhorias no processo de faturamento: 5.700 MWh;
b) Energia agregada com o recadastramento da Iluminação Pública: 7.218 MWh;
c) Energia recuperada com o recadastramento da Iluminação Pública: 2.099 MWh;
d) Energia recuperada com processos de fraude ou falha na medição: 87.000 MWh;
e) Energia agregada com processos e regularização de clandestinos: 44.470 MWh;
f) Número de regularizações de clandestinos, com predominância no Projeto 5, do Banco Mundial:
416;
g) Número de substituições de medidores obsoletos e ramais no Projeto 3, do Banco Mundial:
3.842, com predominância absoluta de unidades trifásicas;
h) Número de Operações de Inspeções: 62.276;
i) Número de processos abertos: 42.057;
j) Taxa de assertividade das Inspeções: 65%
Um importante passo também foi dado no processo de avanço tecnológico na medição de grandes
consumidores, com o advento de conjuntos de telemedição em 450 unidades consumidoras
atendidas em média tensão, blindando o sistema contra fraudes, além de otimizar os serviços e
reduzir os custos da leitura. Esse projeto foi concluído no ano de 2014.
Como consequência das ações elencadas, em 2014, a Companhia Energética de Alagoas, foi a
segunda empresa da Região Nordeste que mais reduziu perdas de energia (dados até dezembro),
conforme ilustrado a seguir:
Gráfico 6 – Variação Absoluta de Perdas 2014 – NE
Destacamos a seguir, trajetórias com o comparativo das perdas na capital, Maceió, e sua região
metropolitana, e no Interior do Estado. Os resultados alcançados com o Programa de Inspeções,
100
EXERCÍCIO 2014
conforme observado no gráfico a seguir, demonstra que a sua descontinuidade pode provocar
inflexões de subida na tendência das Perdas. Conforme já informado, no interior de Alagoas o
Programa se iniciou apenas em meados de 2014, enquanto que na Capital se iniciou no ano de 2012,
sofrendo descontinuidade ao final do primeiro semestre de 2014.
Gráfico 7 – Comparativo das Perdas – Capital x Interior
36%
35%
34%
33%
32%
31%
30%
29%
28%
27%
26%
25%
24%
23%
22%
21%
20%
2007
25,45%
23,97%
2008
2009
2010
2011
2012
Interior
2013
2014
Capital
5.3.4 INAD (INADIMPLÊNCIA)
Como resultado das ações implantadas ao longo do ano de 2014, em especial cobranças judiciais e
administrativas, houve uma regressão na inadimplência ativa, que passou de R$ 176,5 milhões para
R$ 161,2 milhões, quando comparada ao ano de 2013. A relação entre inadimplência histórica ativa
e faturamento anualizado define o indicador INAD, parâmetro pré-estabelecido para fins de
acompanhamento dos resultados empresariais. Esse indicador teve uma meta definida em 14,7%,
ante um resultado de 12,6%.
Esse resultado positivo de 12,63%, obtido em 2014 para o INAD, deveu-se principalmente a:
negativação dos consumidores privados inadimplentes no SERASA; negativação dos consumidores
públicos inadimplentes no CADIN; ampliação no volume de ajuizamento de cobranças judiciais
para devedores relevantes, em especial clientes das classes Industrial e Poder Público; manutenção
da parceria com o Tribunal de Justiça de Alagoas, para cobranças de débitos atuais do setor
sucroalcooleiro, o qual, por diversas vezes, teve o fornecimento de energia suspenso ao longo do
ano, sem encontrar qualquer respaldo no poder judiciário para deixar de quitar os débitos atuais.
Destacam-se ainda as negociações de débitos de clientes das classes poder público municipal e
iluminação pública, em condições compatíveis com a real capacidade de pagamento do município,
através de percentual pré-estabelecido das arrecadações da cota parte do ICMS e do Fundo de
Participação Municipal (FPM), assim como a equalização de diversos débitos das classes
Residencial, Industrial e Rural, por meio de uma campanha de incentivo à adimplência promovida
pela empresa, que oferecia condições diferenciadas de negociação.
Como resultado dos fatos supramencionados, destacamos o bom desempenho da arrecadação na
classe Poder Público Municipal, tendo melhor resultado entre as classes no ano de 2014, com uma
taxa de 104,1% em relação ao que foi faturado para essa classe. Grande parte desse resultado deveu101
EXERCÍCIO 2014
se à nova metodologia de acompanhamento das ações de combate à inadimplência para esse tipo de
cliente.
5.3.5 Tempo Médio de Atendimento à Ocorrências Emergenciais – TMAE
Para o resultado do TMAE observou-se uma grande redução em relação ao realizado do exercício
de 2013, porém, insuficiente para atingir a meta estabelecida para o ano de 2014. O resultado
observado teve substancial melhoria no 2º semestre do ano, devido ações de reoganização das
equipes de atendimento emergencial no território, melhor gestão dos serviços no centro de operação
integrado, ficando ainda o desafio para avançar na implementação do sistema de despacho móvel,
na ampliação do quadro de equipes com o aumento da estrutura de campo e na implantação das
rotinas de trabalho em sinergia, ou seja, equipes multitarefas para atendimento comercial e técnico.
5.4 Informações sobre custos de produtos e serviços
Quadro 31 – Variações de Custos (Quadro A.5.5)
Produtos/Serviços
Custo
Total de
2014
R$ mil
Custo Unitário – R$/MWh
Variação %
Custo Unitário
2014
2013
2012
2014/2013
2014/2012
Economia
Total em
2014 com
base em
2013
R$ mil
Economia
Total em
2014 com
base em
2012
R$ mil
TOTAL
CONTRATOS
COMPRA DE
ENERGIA
666.914
142,71
106,29
100,44
34,26
42,08
170.240
197.542
PMSO
224,38
224,38
357,13
261,04
-37,17
-14,04
-132,75
-36,66
5.4.1 Razões para o aumento no custo de energia
Em janeiro de 2013 houve a redução média de 20,6% nas tarifas de venda praticada pela
distribuidora. Para viabilizar essa diminuição, foram tomadas medidas para a redução com o
dispêndio em compra de energia: redução de 7% em função da redução ou extinção de encargos
(CCC, CDE e RGR) e 13% na redução da tarifa média de geração e da Receita Anual Permitida da
transmissão.
No entanto, o dispêndio com a energia contratada no ano de 2013 (não está incluída a compra no
mercado de curto prazo) não apresentou diminuição, devido ao aumento significativo nos contratos
por Disponibilidade (despacho térmico), como também a entrada de novos contratos relativos ao 2º
leilão de Fontes Alternativas (basicamente eólicas). A variação de aumento com esses contratos foi
de 223,0% em relação ao ano anterior.
Essa elevação na compra de energia foi capturada na revisão tarifária em agosto de 2013. Porém,
devido a metodologia empregada no processo de Revisão Tarifária, o aumento de custo de energia
ficou diluído.
No ano de 2014, a despesa com a compra de energia continua pressionada devido ao:
102
EXERCÍCIO 2014
a) Preço de compra da energia do 12º Leilão de Energia Existente (A-1) de dezembro de 2013,
onde a companhia foi atendida com 57,7 MW médios, com suprimento a partir de janeiro de 2014.
R$ 166,00;
b) Aumento do despacho térmico (receita variável das térmicas) devido ao baixo nível dos
reservatórios;
c) Preço de compra da energia do 13º Leilão de Energia Existente (A) de abril de 2014, onde a
companhia foi atendida com 43,33 MW médios, com suprimento previsto a partir de maio de 2014.
R$ 268,33.
Assim, a dispêndio registrou incremento de 32,3% no período de janeiro a maio de 2014 em
comparação com mesmo período de ano anterior. O destaque foram os contratos por
Disponibilidade parcela fixa (eólicas) com 115,4%, pois não existiam nesse período em 2013 e os
contratos por Quantidade (leilões A-1 e A) com 20,1%.
5.4.2 Razões para o aumento no PMSO
As demais rubricas relacionadas às despesas operacionais registraram reduções significativas,
confirmando assim, o esforço Contínuo da Companhia Energética de Alagoas em adequar os custos
e despesas Operacionais gerenciáveis a níveis melhores de eficiência. Merecem destaque as
seguintes reduções verificadas nas despesas em relação a 2013: Material, -15,47%; Pessoal, 40,64%;
A seguir, têm-se os custos e despesas operacionais por rubrica:
Tabela 6 – Custos e Despesas Operacionais
Fonte: CEAL (Relatório de Administração)
Os principais fatos relacionados aos custos e despesas operacionais ocorridos em 2014 que
merecem destaque são:
Pessoal e Administradores – registrou uma redução de 40,64% no período 2013-2014, decorrente da
implantação do Plano de Incentivo ao Desligamento – PID, que teve a adesão de 264 funcionários
desligados em 2013 e em 2014.
103
EXERCÍCIO 2014
6. TÓPICOS ESPECIAIS DA EXECUÇÃO ORÇAMENTÁRIA E FINANCEIRA
6.1 Despesas com ações de publicidade e propaganda
No ano de 2014, a Companhia investiu R$ 135.840,24 (cento e trinta e cinco mil oitocentos e
quarenta e vinte quatro centavos) em publicidade e propaganda, sendo R$ 78.418,57 (setenta e oito
mil quatrocentos e dezoito e cinquenta e sete centavos) em publicidade institucional – para o
público interno e externo - e R$ 57.421,67 (cinquenta e sete mil quatrocentos e vinte um reais e
sessenta e sete centavos) em publicidade de utilidade pública.
Os recursos utilizados para campanhas com mídia foram distribuídos em veículos de comunicação
que estiverem em situação regular no cadastro da Secretaria de Comunicação do Governo Federal
(Secom), órgão que também aprova todas as campanhas realizadas, seguindo as exigências da
Instrução Normativa (IN) nº 07, de 19 de dezembro de 2014.
De acordo com a mesma IN, não são analisados pela SECOM, os custos dos serviços a serem
prestados por fornecedores; e o conteúdo de ações que não envolvam veiculação e que se
circunscrevam a peças e materiais de publicidade com tiragem de até 500.000 (quinhentas mil)
unidades. Porém, os custos são enviados, antes de sua utilização, para fins de contabilização de
investimentos.
A Companhia também divulga, mensalmente, em seu portal eletrônico www.eletrobrasalagoas.com,
os investimentos com publicidade e propaganda, disponíveis no menu transparência pública.
Todas as ações de publicidade são apresentadas à Secom, anualmente, no Plano Anual de
Comunicação (PAC), enviado na data solicitada pela Secom.
As publicidades legais da Companhia são realizadas por meio de contrato com a Empresa Brasil de
Comunicação (EBC), cujo serviço é regulado pela Lei nº 11.652, de 7 de abril de 2008, que confere
à Empresa a competência da distribuição da publicidade legal dos órgãos e entidades da
administração federal, exceto a veiculada pelos órgãos oficiais da União e do Estado.
No ano de 2014, a Companhia empregou R$ 547.328,44 para uso de pagamento em publicações
legais, sendo 129.740,64 no Diário Oficial da União (DOU), R$ 57.093,33 no Diário Oficial do
Estado (DOE) e R$ 360.494,47, pela Empresa Brasil de Comunicação.
A Companhia não realizou publicidade mercadológica.
No período de 2014, a Companhia não realizou pesquisas de recall para verificar os resultados das
campanhas publicitárias.
104
EXERCÍCIO 2014
7. GESTÃO DE PESSOAS, TERCEIRIZAÇÃO DE MÃO DE OBRA E CUSTOS
RELACIONADOS
7.1 Estrutura de pessoal da unidade
7.1.1 Demonstração e Distribuição da Força de Trabalho à Disposição da Unidade
Jurisdicionada
Quadro 32 – Força de Trabalho da UJ (Quadro A.7.1.1.1)
Autorizada
Efetiva
Ingressos
no
Exercício
1.545
0
1.545
1.545
0
0
Não há
0
Não há
1.016
0
1016
1.010
0
0
6
0
9
1.025
1
0
1
1
0
0
0
0
0
1
Lotação
Tipologias dos Cargos
1. Servidores em Cargos Efetivos (1.1 + 1.2)
1.1. Membros de poder e agentes políticos
1.2. Servidores de Carreira (1.2.1+1.2.2+1.2.3+1.2.4)
1.2.1. Servidores de carreira vinculada ao órgão
1.2.2. Servidores de carreira em exercício descentralizado
1.2.3. Servidores de carreira em exercício provisório
1.2.4. Servidores requisitados de outros órgãos e esferas
2. Servidores com Contratos Temporários
3. Servidores sem Vínculo com a Administração Pública
4. Total de Servidores (1+2+3)
Egressos
no
Exercício
35
0
35
35
0
0
0
0
0
35
Quadro 33 – Distribuição da Lotação Efetiva (Quadro A.7.1.1.2)
Tipologias dos Cargos
1. Servidores de Carreira (1.1)
1.1. Servidores de Carreira (1.2.1+1.2.2+1.2.3+1.2.4)
1.1.2. Servidores de carreira vinculada ao órgão
1.1.3. Servidores de carreira em exercício descentralizado
1.1.4. Servidores de carreira em exercício provisório
1.1.5. Servidores requisitados de outros órgãos e esferas
2. Servidores com Contratos Temporários
3. Servidores sem Vínculo com a Administração Pública
4. Total de Servidores (1+2+3)
Lotação Efetiva
Área Meio
Área Fim
146
870
146
870
140
870
0
0
0
0
6
0
0
0
7
2
153
872
Quadro 34 – Detalhamento da estrutura de cargos em comissão e funções gratificadas da UJ (Quadro A.7.1.1.3)
Lotação
Ingressos Egressos
Tipologias dos Cargos em Comissão e das Funções Gratificadas
no
no
Autorizada Efetiva
Exercício Exercício
1. Cargos em Comissão
Não há
9
0
0
1.1. Cargos Natureza Especial
1.2. Grupo Direção e Assessoramento Superior
1.2.1. Servidores de Carreira Vinculada ao Órgão
1.2.2. Servidores de Carreira em Exercício Descentralizado
1.2.3. Servidores de Outros Órgãos e Esferas
1.2.4. Sem Vínculo
Não há
9
0
0
105
EXERCÍCIO 2014
1.2.5. Aposentados
2. Funções Gratificadas
2.1. Servidores de Carreira Vinculada ao Órgão
2.2. Servidores de Carreira em Exercício Descentralizado
2.3. Servidores de Outros órgãos e Esferas
3. Total de Servidores em Cargo e em Função (1+2)
100
Não há
78
73
0
0
1
1
5
87
0
0
0
1
7.1.1.1 Análise Crítica dos dados apresentados nos Quadros A.7.1.1.1, A.7.1.1.2 e A.7.1.1.3
Diante do desligamento de 276 empregados em 2013 e outros 35 em 2014, torna-se inevitável a
redução na ordem de 23,27% (ou seja, tinha-se 1.336 ao final de 2012) no quadro efetivo desta
Empresa, frisando que em 2013 iniciou-se o ano com quadro efetivo 13,52% abaixo do quantitativo
de vagas aprovado junto ao DEST. Este órgão, ao aprovar as condições do Plano de Incentivo ao
Desligamento – PID, condicionou à Empresa que não haveria reposição para substituir os
desligados.
Estes desligamentos atingiram de forma proporcional todas as áreas e processos na Empresa, onde
até então não foi possível realizar avaliação para distribuição da força de trabalho.
Considerando a finalidade da Empresa em atuar com fornecimento de energia elétrica, há que se
destacar o aumento nas concessões de aposentaria especial, concedida pelo INSS, aos empregados
desta Empresa. Durante o exercício de 2014, foram constatadas 17 concessões. Logo, além dos
desligamentos, tais concessões corroboram ainda mais com representativa redução no quadro dos
empregados. Destaca-se ainda, que durante os exercícios de 2014 a 2016, há um quadro técnico da
ordem de 170 empregados, aproximadamente, que tem pré-requisitos para obtenção do benefício da
aposentadoria especial, destacando que hoje a empresa tem 39 empregados em tal condição
especial, sem poder atuar em sua área fim e para qual foram contratados.
Além dos desligamentos já mencionados, a empresa estava com 48 empregados afastados por
benefício de doença ou acidente do trabalho e doença comum, junto ao INSS, representando assim
uma diminuição 4,68% (de 1.025 empregados) da capacidade laborativa da Empresa.
7.1.1.2 Conclusões de eventuais estudos realizados para avaliar a distribuição do pessoal no
âmbito da unidade jurisdicionada, especialmente no contexto da execução da sua atividadefim
No exercício de 2014 não foi implementado nenhum estudo sobre a distribuição do pessoal.
7.1.2 Qualificação e Capacitação da Força de Trabalho
Em 2014, foram investidos R$ 497 mil em educação corporativa, a partir da Gerência de
Desenvolvimento de Pessoas, vinculada ao Departamento de Gestão de Pessoas, de forma integrada
com as práticas do Macroprocesso de Desenvolvimento de Pessoas e Macroprocesso de Gestão de
Pessoas, alinhada com as estratégias de negócio das empresas e com base nas políticas de
Desenvolvimento de Pessoas do grupo Eletrobras.
106
EXERCÍCIO 2014
7.1.2.1 Ações Educacionais
Tabela 7 – Ações educacionais
Quantidade de Ações
Educacionais
Carga Horária
Total
114
2.980
Participações
1.142
Total de Horas
Treinadas
(Homem/Hora)
16.539
Investimento
Total (R$ mil)
497
7.1.2.2 Desenvolvimento de Lideranças
Dentre as ações educacionais promovidas pela Companhia Energética de Alagoas, em 2014,
destaca-se a Trilha de Capacitação de Liderança, onde foram abordados os temas “A Arte da Boa
Comunicação” (impacto no clima organizacional) e “Como avaliar, reconhecer e desenvolver
sua equipe” – PCR/SGD. As ações, que contemplaram cerca de 70 gestores, tiveram como foco
abordar temas que apresentaram necessidade de melhoria na última pesquisa de Clima
Organizacional.
7.1.2.3 Educação a Distância
A TV Lume, televisão corporativa, consiste numa ferramenta que permite a disseminação de
informações e a realização de treinamentos via satélite, durante o horário comercial, e via web,
disponível 24 horas ao dia.
Essa ferramenta tem se mostrado eficaz, facilitando a transmissão de eventos, programas e aulas ao
vivo ou pré-gravadas, para todos os pontos de recepção, onde em 2014 foram concluídos 1.598
cursos, com 4.794 horas treinadas. Os pilares da TV Lume são: Treinamento e Desenvolvimento,
Gestão e Integração e Responsabilidade Social.
7.1.2.4 Qualificação do Quadro de Pessoal da Unidade Jurisdicionada Segundo a Idade
Tabela 8 – Quantidade de servidores da UJ por faixa etária
Tipologias do Cargo
1.
Provimento de Cargo Efetivo
1.1. Membros de Poder e Agentes Políticos
1.2. Servidores de Carreira
1.3. Servidores com Contratos Temporários
2.
Provimento de Cargo em Comissão
2.1. Cargos de Natureza Especial
2.3. Funções Gratificadas
3.
Totais (1+2)
Quantidade de Servidores por Faixa Etária
Acima
Até 30
De 31 a
De 41 a
De 51 a
de 60
anos
40 anos
50 anos
60 anos
anos
203
300
210
203
22
203
300
210
203
22
8
47
18
12
2
8
211
47
347
18
228
12
215
2
24
107
EXERCÍCIO 2014
7.1.2.5 Qualificação do Quadro de Pessoal da Unidade Jurisdicionada Segundo a Escolaridade
Tabela 9 – Quantidade de servidores da UJ por nível de escolaridade
Quantidade de Pessoas por Nível de Escolaridade
Tipologias do Cargo
1
2
3
4
5
6
7
8
9
0
0
0
185 509 192
50
2
0
1.
Provimento de Cargo Efetivo
1.1.
Membros de Poder e Agentes Políticos
1.2.
Servidores de Carreira
185 509 192
50
2
1.3.
Servidores com Contratos Temporários
0
0
0
1
8
55
20
3
0
2.
Provimento de Cargo em Comissão
2.1. Cargos de Natureza Especial
2.3. Funções Gratificadas
1
8
55
20
3
0
0
0
186 517 247
70
5
0
3.
Totais (1+2)
LEGENDA
Nível de Escolaridade
1 - Analfabeto; 2 - Alfabetizado sem cursos regulares; 3 - Primeiro grau incompleto; 4 - Primeiro grau; 5 - Segundo
grau ou técnico; 6 - Superior; 7 - Aperfeiçoamento / Especialização / Pós-Graduação; 8 – Mestrado; 9 – Doutorado/Pós
Doutorado/PhD/Livre Docência; 10 - Não Classificada.
108
EXERCÍCIO 2014
7.1.3 Custos de pessoal da unidade jurisdicionada
Quadro 35 – Custos do pessoal (Quadro A.7.1.3)
Despesas Variáveis
Tipologias/ Exercícios
Vencimentos e
Vantagens Fixas
Retribuições
Gratificações
Adicionais
Indenizações
Benefícios
Assistenciais e
Previdenciários
Demais
Despesas
Variáveis
Despesas
de
Exercícios
Anteriores
Decisões
Judiciais
Total
0
0
0
0
0
0
0
0
R$ 20.820.722,00
R$ 32.050.380,93
0
0
R$ 107.417.140,39
0
0
R$ 199.944.275,17
R$ 360.140,86
Membros de poder e agentes políticos
Exercícios
2014
2013
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Servidores de carreira vinculados ao órgão da unidade jurisdicionada
Exercícios
2014
2013
R$ 42.146.482,49
R$ 54.493.964,90
R$ 6.415.514,24
R$ 5.904.592,18
R$ 16.910.303,21
R$ 4.605.861,19
R$ 10.613.665,08
R$ 12.198.090,54
R$ 8.160.908,05
R$ 18.895.467,03
R$ 62.090.780,68
R$ 12.054.683,04
Servidores de carreira SEM VÍNCULO com o órgão da unidade jurisdicionada – REQUISITADO
Exercícios
2014
2013
R$ 149.862,90
R$ 139.547,23
R$ 1.828,01
0
R$ 113.691,99
R$ 109.465,17
R$ 372,94
0
0
0
R$ 19.698,86
R$ 74.686,16
0
0
R$ 9.679,08
R$ 109.113,55
0
0
Servidores SEM VÍNCULO com a administração pública (exceto temporários) – ART. 37
Exercícios
2014
2013
R$ 1.510.616,85
R$ 91.120,40
R$ 62.767,87
0
R$ 1.372.936,02
R$ 199.152,03
R$ 68.135,39
2014
R$ 766.688,51
R$ 55.838,35
R$ 72.475,98
R$ 237.434,66
2013
R$ 871.853,73
R$ 67.763,14
R$ 105.251,42
R$ 218.124,39
0
0
0
R$ 31.177,58
R$ 505.732,23
0
0
R$ 2.201.414,93
R$ 26.997,63
R$ 460.721,16
0
0
R$ 2.127.942,23
R$ 101.401,64
R$ 335.216,60
0
0
R$ 1.569.055,74
R$ 84.962,34
R$ 374.299,61
0
0
R$ 2.427.356,53
Servidores cedidos com ônus
Exercícios
R$ 705.101,90
Servidores com contrato temporário
Exercícios
2014
2013
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
109
EXERCÍCIO 2014
7.1.4 Irregularidades na área de pessoal
7.1.4.1 Acumulação Indevida de Cargos, Funções e Empregos Públicos
O Departamento de Gestão de Pessoas desta Empresa tem, por limitação, atuado no controle de
possível acumulação cargos, quando recebe alguma denúncia.
A exemplo desta prática, em 31 de outubro de 2012 a Controladoria Geral da União-CGU através
do Relatório 201203822, constatou a existência de 28 (vinte e oito) empregados desta Entidade com
mais de um vínculo no exercício de 2011, conforme constavam em Relatório Anual de Informações
Sociais – RAIS de mesmo ano.
Considerando a dificuldade em obter acesso à base de dados sobre CPF de empregados vinculados a
esta Empresa e eventual acúmulo de função com outro órgão publico, a Companhia Energética de
Alagoas protocolizou requerimento junto à Delegacia Regional do Trabalho – DRT, através da CTA
DG-059/2013, no sentido de fazer essa verificação, o que não foi deferido.
Logo, restou como alternativa apenas a atuação em casos de denúncias, a exemplo, feitas em
Ouvidoria, conforme protocolos nº 1403023668 e nº 1403022903, no exercício de 2014. Sendo
estes apurados e os empregados já apresentaram suas manifestações e opções.
Além de atuar mediante provocação por meio de denúncias, Companhia Energética de Alagoas vem
procedendo com consultas aos órgãos públicos e, quando confirmada tal duplicidade empregatícia,
vem agindo com o procedimento de notificar os empregados para que os mesmos apresentem
justificativas e defina opção ou desistência por um dos cargos públicos vinculados, a fim de fazer
valer o que prevê o Art. 37, da Constituição Federal e o procedimento estabelecido normativo
interno da empresa.
Destaca-se que em 2014 não houve processo administrativo disciplinar para tal fim.
7.1.4.2 Terceirização Irregular de Cargos
Quadro 36 – Cargos e atividades inerentes a categorias funcionais do plano de cargos da unidade jurisdicionada
(Quadro A.7.1.4.2)
Descrição dos Cargos e Atividades do
Quantidade no Final do Exercício
Ingressos
Egressos
Plano de Cargos do Órgão em que há
no
no
Ocorrência de Servidores Terceirizados
2014
2013
2012
Exercício
Exercício
Assistente Comercial
72
83
Auxiliar Administrativo
88
90
Eletricista
612
423
Engenheiro Eletricista
16
8
Profissional de Nível Superior
11
5
Técnico de Segurança do trabalho
8
8
Técnico em Informática
2
2
Técnico Operacional
77
146
Fonte: CEAL (Departamento de Gestão de Pessoas e Departamento de Suprimentos)
7.1.4.2.1 Análise Crítica da Situação da Terceirização no Órgão
110
EXERCÍCIO 2014
No ano de 2007, A Companhia Energética de Alagoas firmou acordo judicial com o Ministério
Público do Trabalho e o Sindicato dos trabalhadores nas Indústrias Urbanas no Estado de Alagoas –
STIUEA, tendo por finalidade a redução da terceirização nas atividades fins da empresa.
No acordo foi estabelecido cronograma de redução da terceirização, contendo 24 (vinte e quatro)
etapas a cumprir, todas elas relacionadas a contratos de prestação de serviços, e prazo de conclusão
até junho de 2011.
O Acordo previa a contratação de 619 profissionais, para substituição de terceirizados que
ocupavam as funções de Auxiliar Técnico, Assistente Comercial e Técnico Industrial, em contratos
de prestação de serviço no ano de 2007, sendo que até o final de 2011, a empresa havia contratado
596 (quinhentos e noventa e seis) concursados.
Não obstante a isso, no final de 2011, verificada a continuidade nos contratos de prestação de
serviço, a Procuradoria Regional do Trabalho ingressou com ação de execução por descumprimento
do acordo judicial firmado, ação essa que tramitara na 7ª vara do trabalho de Maceió.
Num ato de declaração de boa fé, no dia 31 de janeiro de 2012, a Diretoria publicou edital de
convocação para 30 (trinta) candidatos ao cargo de auxiliar técnico e 26 (vinte e seis) para o cargo
de técnico industrial, além de ter procedido à contratação de 02 (dois) Auxiliares Técnicos e a
convocação de outros 02 (dois) Auxiliares Técnicos, todos os 04 (quatro) determinados pela justiça,
perfazendo assim um total de 60 (sessenta) convocados. Essa convocação visou, sobretudo,
demonstrar a PRT que a empresa cumpriu em número de contratações o previsto no acordo judicial.
Em 2013, com o objetivo de sanar essa questão, a empresa realizou levantamento de todos os
contratos de prestação de serviços com funções previstas no Plano de cargos e elaborou um Projeto
de Primarização, a ser apresentado para acordo judicial com a Procuradoria Regional do Trabalho.
Em 30/07/2014 foi feito Acordo da Primarização, celebrado entre a CEAL e Ministério Publico do
Trabalho e Sindicato dos Urbanitários de Alagoas, via processo nº 0120900-31.2006.5.19.2007,
onde ficou definido que esta Empresa deverá, até maio de 2017, convocar até 360 candidatos ao
cargo de Auxiliar Técnico, hoje profissional de nível fundamental, na função de eletricista,
aprovados no concurso público realizado em 2009, mas que teve sua expiração em fevereiro de
2012.
O referido acordo estabelece ainda no parágrafo primeiro da Cláusula Terceira, as seguintes
atividades que não são consideradas atividade fim para efeitos de Terceirização, ainda que
executadas por ocupantes do cargo de Auxiliar Técnico - Eletricista:
Ações relacionadas ao combate de inadimplência e fraude tais como religação e corte de
energia, substituição de medidores para aferição, regularização de consumidores
clandestinos, inspeção para combate à fraude/furto de energia, regularização para redução
de perdas por fraude ou desvio; instalação/substituição de postes e transformadores;
serviços de poda de árvores; obras de expansão de redes com e sem ligação de novos
consumidores; reforma e melhoria do sistema elétrico; limpeza e conservação de
instalações elétricas; serviços de identificação de danos causados por oscilação de energia
em aparelhos eletroeletrônicos pertencentes ao consumidor.
O parágrafo quarto - Cláusula Terceira do referido acordo, obriga à CEAL a adaptar-se às condições
estabelecidas até o dia 31/05/2019.
Em 22/10/2013 foi aprovado o Manual de Primarização das Empresas de Distribuição da
Eletrobras, cujo Item 4 afirma, in verbis:
Relação das Funções, Consideradas Apoio, que Devem Continuar Terceirizadas:
111
EXERCÍCIO 2014
Foi definido, também, no referido estudo que é passível de terceirização as funções
inerentes às atividades sazonais, aos programas de governo e às atividades previstas na
legislação como passíveis de terceirização, bem assim que não constam do PCR, tais como:
 Podador
 Todas as funções descritas no Decreto nº 2.271/1997
 Toda função que requeira especialização que não possa ser desenvolvida por pessoal
próprio.
 Atendentes no interior, cujo horário de atendimento não exceda às 3h diárias
 Obras de investimento
 Leiturista
 Call Center
 Todas as funções exercidas nas obras de expansão e PLpT
 Piloto fluvial
De acordo com o decreto 2271/97, são atividades passíveis de Terceirização as seguintes:
a) Atividades previstas no Decreto 2271/97:











Conservação
Limpeza
Segurança
Vigilância
Transportes
Serviços de Informática
Copeiragem
Recepção
Reprografia
Serviços de Telecomunicações
Manutenção de prédios, equipamentos e instalações
b) Atividades em extinção e/ou sazonais




Obras de investimento
Poda de árvore e limpeza de faixa
Atendimento interior (inferior a 3 h/d)
Leitura de medidores
7.1.5 Riscos Identificados na Gestão de Pessoas
Considerando que no exercício de 2014 houve 15 desligamentos advindos do Plano de Incentivo ao
Desligamento realizado em 2013, esta Empresa incorre no risco de aumento no índice de
rotatividade, considerando a grande quantidade de empregados que passam em outros concursos
públicos que também somou, durante o ano de 2014, o quantitativo de 15 empregados.
Outro fato que chama atenção na gestão de pessoas desta Empresa é o grau de afastamento das
atividades fins, daqueles empregados que alcançam o direito a obter o benefício de aposentadoria
112
EXERCÍCIO 2014
especial, onde ao final de 2014, em torno de 14 empregados estavam com este benefício, logo sem
poder exercer sua atividade de contratação e proporcionando um grande desafio à organização em
sua readaptação funcional, tendo em vista estes terem passado sua vida laborativa em atividade não
mais possíveis de serem executadas.
7.1.6 Indicadores Gerenciais sobre Recursos Humanos
7.1.6.1 Clima Organizacional
Quanto à apreciação do clima organizacional, a empresa Realiza pesquisa a cada dois anos, logo
ainda mantém-se o resultado obtido em 2013, com meta para 2015, ano da nova pesquisa, conforme
informações abaixo:
Tabela 10 - Resumo dos indicadores gerenciais
Descrição da Meta
Indicador
Utilizado
Melhor
sentido
Macroprocesso
Relacionado
Unidade
Realizado
2011
Aumentar o
Pesquisa de
índice de
Gestão
de
clima
%
62,5%
satisfação dos
Pessoas
organizacional
colaboradores
Realizado
2012
Realizado
Dezembro
2013
Meta
Dezembro
2015
N/A
59,2%
66,0%
Gráfico 8 - Índice Geral de Favorabilidade por Fator
Relacionamento Interpessoal
Identidade
Liderança
Benefícios
Educação Corporativa
Reconhecimento
Carreira e Remuneração
Sustentabilidade
Imagem Institucional
Clareza Organizacional
Comunicação
Segurança e Saúde Ocupacional
Condições de Trabalho
71,30
69,70
61,81
70,91
51,18
50,90
47,71
67,21
50,72
57,25
55,40
55,32
58,93
-
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
7.1.6.2 Absenteísmo
113
EXERCÍCIO 2014
Em 2013 o índice para este indicador foi de 2,19, enquanto para o exercício de 2014 o resultado
ficou em 2,19, mantendo o mesmo índice do ano anterior. Este índice é considerando a partir do
total de dias afastados (falta descontada em folha + atraso descontado em folha + licenças médicas
do empregado de meio expediente e até quinze dias) no mês/ total de funcionários ativos x total de
dias trabalhados x 100.
7.1.6.3 Acidentes de Trabalho e Doenças Ocupacionais
Tabela 11 – Acidentes de trabalho e doenças ocupacionais
DESCRIÇÃO
Número Absoluto de Acidentes com vítimas com afastamento inferior a 15
dias
Número Absoluto de Acidentes com vítimas com afastamento superior a 15
dias
Número Absoluto de Acidentes com vítimas sem afastamento
Número de óbitos
Índice de Frequência
Índice de Avaliação de Gravidade
Doença ocupacional
Fonte: CEAL (Departamento Gestão de Pessoas)
PRÓPRIO
TERCEIRIZADO
04
07
06
01
11
0
5,58
03
01
4,93
3.115
0
888
1
7.1.6.4 Rotatividade (turnover)
No ano de 2013, a empresa obteve um índice de turnover de cerca de 28,87%, considerando o
desligamento de empregados decorrentes do Plano de Incentivo ao Desligamento - PID. Já no ano
de 2014, este índice reduziu para1, 76%. Deste percentual atual, vale destacar os desligamentos de
15 empregados também decorrentes PID e outros 15 a pedido do empregado, com justificativa de
aprovação em outros concursos, sem contar os demitidos por justa causa (2) e por falecimento (3).
Para tal cálculo é considerada a seguinte fórmula: [(nº de demissões + nº admissões)/2] / nº de
funcionários (no último do mês anterior) x 100.
No quadro a seguir, tem-se a seguinte distribuição deste índice de rotatividade por faixa etária
considerando o quadro próprio de empregados:
Tabela 12 – Índice de rotatividade por faixa etária
Empregados
Por Faixa Etária
Total de
Demissões
Total de
Admissões
Quantidade de
Empregados
Taxa de
Admissões
Taxa de
Rotatividade
51 a 60 anos
0
7
8
2
13
0
0
1
0
0
30
181
350
227
211
0,00%
0,00%
28,57%
0,00%
0,00%
0,00%
1,93%
1,29%
0,44%
3,08%
> de 60 anos
5
0
26
0,00%
9,62%
1.025
9,76%
1,76%
18 a 25 anos
26 a 30 anos
31 a 40 anos
41 a 50 anos
35
1
Total
114
EXERCÍCIO 2014
7.1.6.5 Educação Continuada
Tabela 13 – Educação continuada
Educação continuada
Empregados em Graduação
Empregados em Pós Graduação
Fonte: CEAL (Departamento Gestão de Pessoas)
247
75
115
EXERCÍCIO 2014
7.2 Contratação de mão de obra de apoio e de estagiários
7.2.1 Contratação de Serviços de Limpeza, Higiene e Vigilância
Quadro 37 – Contratos de prestação de serviços de limpeza e higiene e vigilância ostensiva (Quadro A.7.2.1)
Unidade Contratante
Nome: Companhia Energética de Alagoas
CNPJ: 12.272.084/0001-00
UG/Gestão: Departamento de Administração
Informações sobre os contratos
Empresa Contratada
Ano do
contrato
Área
Natureza
Identificação do
Contrato
(CNPJ)
Período contratual de execução
das atividades contratadas
Nível de Escolaridade exigido dos
trabalhadores contratados
F
M
Sit.
S
Início
Fim
P
C
P
C
P
C
2014
L
O
CT 243/2013
07.572.840/0001-78
02/01/2014
02/01/2015
56
56
10
10
-
-
A
2010
V
O
CT 100/2010
01.873.815/0001-48
05/05/2010
16/12/2014
72
72
-
-
-
-
P
Observações:
LEGENDA
Área: (L) Limpeza e Higiene; (V) Vigilância Ostensiva.
Natureza: (O) Ordinária; (E) Emergencial.
Nível de Escolaridade: (F) Ensino Fundamental; (M) Ensino Médio; (S) Ensino Superior.
Situação do Contrato: (A) Ativo Normal; (P) Ativo Prorrogado; (E) Encerrado.
Fonte: CEAL (Departamento de Gestão de Pessoas, com base no acompanhamento do Departamento de Suprimentos)
116
EXERCÍCIO 2014
7.2.2 Locação de Mão de Obra para Atividades não Abrangidas pelo Plano de Cargos do Órgão
Informações sobre Locação de Mão de Obra para Atividades não Abrangidas pelo Plano de Cargos
Quadro 38 – Contratos de prestação de serviços com locação de mão de obra (Quadro A.7.2.2)
Unidade Contratante
Nome: Companhia Energética de Alagoas
UG/Gestão: Não se aplica
CNPJ: 12 272 084/0001-00
Informações sobre os contratos
Ano do
contrato
Área
Nat
Identificação do
Contrato
Empresa Contratada (CNPJ)
Período contratual de execução
das atividades contratadas
Nível de Escolaridade exigido dos
trabalhadores contratados
F
M
S
Início
Fim
P
C
P
C
P
C
Sit
2012
12
O
CT 052/2012
014787150001-17
23/04/2012
23/08/2015
5
5
1
1
1
1
A
2012
12
O
CT 052/2012
048121910001-47
23/04/2012
23/08/2015
24
24
2
2
1
1
A
2012
12
O
CT 052/2012
355545910001-23
23/04/2012
23/08/2015
39
39
4
4
1
1
A
2012
12
O
CT 053/2012
087898000001-45
23/04/2012
23/08/2015
8
8
1
1
1
1
A
2012
12
O
CT 053/2012
411765200001-37
23/04/2012
23/08/2015
7
7
1
1
1
1
A
2012
12
O
CT 077/2012
073217090001-38
25/05/2012
29/01/2014
5
5
18
18
7
7
A
2013
12
O
CT 085/2013
00930087/0001-04
17/05/2013
17/06/2014
1
1
11
11
1
1
2012
12
O
CT 090/2012
016627320001-00
04/05/2012
04/08/2014
0
0
7
7
0
0
A
2012
4
O
CT 091/2012
113993040001-90
23/07/2012
23/07/2014
0
0
0
0
0
0
A
2013
12
O
CT 095/2013
04623800/0001-10
08/07/2013
08/07/2015
0
0
4
4
1
1
2012
4
O
CT 096/2012
113993040001-90
23/07/2012
23/07/2014
18
18
0
0
0
0
A
2013
12
O
CT 099/2013
04812191/0001-47
09/07/2013
09/10/2015
0
0
0
0
A
2013
12
O
CT 100/2013
02949016/0004-13
05/09/2013
05/09/2015
0
0
0
0
A
135 135
7
7
117
EXERCÍCIO 2014
2013
12
O
CT 104/2013
05913401/0001-56
29/05/2013
29/05/2014
0
0
6
6
1
1
E
2013
12
O
CT 109/2013
05612717/0001-08
05/07/2013
05/09/2014
2
2
5
5
1
1
A
2013
12
O
CT 125/2013
00200417/0001-06
23/09/2013
23/09/2014
65
65
4
4
0
0
A
2012
12
O
CT 151/2012
029490160001-70
17/07/2012
17/05/2014
9
9
2
2
1
1
A
2013
12
O
CT 191/2013
05913401/0001-56
02/10/2013
25/12/2014
4
4
1
1
0
0
A
2013
12
O
CT 218/2013
07572840/0001-78
05/11/2013
05/11/2014
0
0
9
9
0
0
A
2013
12
O
CT 241/2013
13356274/0001-60
22/11/2013
22/05/2014
4
4
3
3
1
1
A
2012
12
O
CT 269/2012
002004170001-06
23/11/2012
23/03/2015
0
0
10
10
1
1
A
2014
3
O
CT 008/2014
09.583.098/0001-21
01/04/2014
01/04/2015
0
0
2
2
0
0
A
2014
1
O
CT 064/2014
02.794.049/0001-99
01/04/2014
01/05/2015
0
0
5
5
0
0
A
2014
5
O
CT 107/2014
07.572.840/0001-78
25/06/2014
25/12/2014
0
0
18
18
0
0
E
2014
5
E
CT 192/2014
12.191.800/0001-16
17/11/2014
17/11/2015
0
0
21
21
0
0
A
Observações:
LEGENDA
Natureza: (O) Ordinária; (E) Emergencial
Área:
1.
Segurança;
Nível de Escolaridade: (F) Ensino Fundamental; (M) Ensino Médio; (S) Ensino Superior
2.
Transportes;
Quantidade de trabalhadores: (P) Prevista no contrato; (C) Efetivamente contratada
3.
Informática;
4.
Copeiragem;
5.
Recepção;
6.
Reprografia;
7.
Telecomunicações;
8.
Manutenção de bens móveis
9.
Manutenção de bens imóveis
10.
Brigadistas
Situação do Contrato: (A) Ativo Normal; (P) Ativo Prorrogado; (E) Encerrado
118
EXERCÍCIO 2014
11.
Apoio Administrativo – Menores Aprendizes
12. Outras
119
EXERCÍCIO 2014
7.2.3 Análise Crítica dos itens 7.2.1 e 7.2.2
Tabela 14 – Cargos e atividades inerentes a categorias funcionais do plano de cargos da unidade jurisdicionada
Quantidade no Final do
Descrição dos Cargos e Atividades do Plano de
Ingressos
Egressos
Exercício
Cargos do Órgão em que há Ocorrência de
no
no
Servidores Terceirizados
2014
2013
2012
Exercício Exercício
Assistente Comercial
72
83
Auxiliar Administrativo
88
90
Eletricista
25
612
423
Engenheiro Eletricista
16
8
Profissional de Nível Superior
11
5
Técnico de Segurança do trabalho
8
8
Técnico em Informática
2
2
Técnico Operacional
77
146
Análise Crítica da Situação da Terceirização no Órgão
No ano de 2007, A Companhia Energética de Alagoas firmou acordo judicial com o Ministério Público do Trabalho e
o Sindicato dos trabalhadores nas Indústrias Urbanas no Estado de Alagoas – STIUEA, tendo por finalidade a redução
da terceirização nas atividades fins da empresa.
No acordo foi estabelecido cronograma de redução da terceirização, contendo 24 (vinte e quatro) etapas a cumprir,
todas elas relacionadas a contratos de prestação de serviços, e prazo de conclusão até junho de 2011.
O Acordo previa a contratação de 619 profissionais, para substituição de terceirizados que ocupavam as funções de
Auxiliar Técnico, Assistente Comercial e Técnico Industrial, em contratos de prestação de serviço no ano de 2007,
sendo que até o final de 2011, a empresa havia contratado 596 (quinhentos e noventa e seis) concursados.
Não obstante a isso, no final de 2011, verificada a continuidade nos contratos de prestação de serviço, a Procuradoria
Regional do Trabalho ingressou com ação de execução por descumprimento do acordo judicial firmado, ação essa que
tramitara na 7ª vara do trabalho de Maceió.
Num ato de declaração de boa fé, no dia 31 de janeiro de 2012, a Diretoria publicou edital de convocação para 30
(trinta) candidatos ao cargo de auxiliar técnico e 26 (vinte e seis) para o cargo de técnico industrial, além de ter
procedido à contratação de 02 (dois) Auxiliares Técnicos e a convocação de outros 02 (dois) Auxiliares Técnicos,
todos os 04 (quatro) determinados pela justiça, perfazendo assim um total de 60 (sessenta) convocados. Essa
convocação visou, sobretudo, demonstrar a PRT que a empresa cumpriu em número de contratações o previsto no
acordo judicial.
Em 2013, com o objetivo de sanar essa questão, a empresa realizou levantamento de todos os contratos de prestação de
serviços com funções previstas no Plano de cargos e elaborou um Projeto de Primarização, a ser apresentado para
acordo judicial com a Procuradoria Regional do Trabalho.
Em 30/07/2014 foi feito Acordo da Primarização, celebrado entre a CEAL e Ministério Publico do Trabalho e
Sindicato dos Urbanitários de Alagoas, via processo nº 0120900-31.2006.5.19.2007, onde ficou definido que esta
Empresa deverá, até maio de 2017, convocar até 360 candidatos ao cargo de Auxiliar Técnico, hoje profissional de
nível fundamental, na função de eletricista, aprovados no concurso público realizado em 2009, mas que teve sua
expiração em fevereiro de 2012.
O referido acordo estabelece ainda no parágrafo primeiro da Cláusula Terceira, as seguintes atividades que não são
consideradas atividade fim para efeitos de Terceirização, ainda que executadas por ocupantes do cargo de Auxiliar
Técnico - Eletricista:
Ações relacionadas ao combate de inadimplência e fraude tais como religação e corte de energia, substituição de
medidores para aferição, regularização de consumidores clandestinos, inspeção para combate à fraude/furto de
energia, regularização para redução de perdas por fraude ou desvio; instalação/substituição de postes e
transformadores; serviços de poda de árvores; obras de expansão de redes com e sem ligação de novos
consumidores; reforma e melhoria do sistema elétrico; limpeza e conservação de instalações elétricas; serviços de
identificação de danos causados por oscilação de energia em aparelhos eletroeletrônicos pertencentes ao
consumidor.
O paragrafo quarto - Clausula Terceira do referido acordo, obriga à CEAL a adaptar-se às condições estabelecidas até o
dia 31/05/2019.
Em 22/10/2013 foi aprovado o Manual de primarização das Empresas de Distribuição da Eletrobras, cujo Item 4
afirma, in verbis:
120
EXERCÍCIO 2014
Relação das Funções, Consideradas Apoio, que Devem Continuar Terceirizadas:
Foi definido, também, no referido estudo que é passível de terceirização as funções inerentes às atividades
sazonais, aos programas de governo e às atividades previstas na legislação como passíveis de terceirização, bem
assim que não constam do PCR, tais como:









Podador
Todas as funções descritas no Decreto nº 2.271/1997
Toda função que requeira especialização que não possa ser desenvolvida por pessoal próprio.
Atendentes no interior, cujo horário de atendimento não exceda às 3h diárias
Obras de investimento
Leiturista
Call Center
Todas as funções exercidas nas obras de expansão e PLpT
Piloto fluvial
De acordo com o decreto 2271/97, são atividades passíveis de Terceirização as seguintes:
a) Atividades previstas no Decreto 2271/97:
 Conservação
 Limpeza
 Segurança
 Vigilância
 Transportes
 Serviços de Informática
 Copeiragem
 Recepção
 Reprografia
 Serviços de Telecomunicações
 Manutenção de prédios, equipamentos e instalações
b) Atividades em extinção e/ou sazonais:
 Obras de investimento
 Poda de árvore e limpeza de faixa
 Atendimento interior (inferior a 3 h/d)
 Leitura de medidores
7.2.4 Contratação de Estagiários
Quadro 39 – Composição do Quadro de Estagiários (Quadro A.7.2.4)
Quantitativo de contratos de estágio vigentes
Nível de escolaridade
1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre
1. Nível superior
56
52
38
34
1.1 Área Fim
1.2 Área Meio
56
52
38
34
2. Nível Médio
44
38
32
24
2.1 Área Fim
2.2 Área Meio
44
38
32
24
3. Total (1+2)
100
90
70
58
Análise Crítica
Despesa no exercício
(em R$ 1,00)
244.253,35
244.253,35
162.131,83
162.131,83
406.385,18
A atividade de estágio é um meio privilegiado de integração entre a teoria e a prática e um fator decisivo na formação
profissional do estudante, alinhando capacitações complementares, exercício de cidadania e trabalho em equipe.
Atualmente, a Companhia Energética de Alagoas mantém Convênio com o Centro de Integração Escola Empresa –
CIEE e o Instituto Euvaldo Lodi - IEL, com base na Lei nº 11.788, de 25 de setembro de 2008 e contava com 82
estagiários em dezembro de 2011, enquanto em dezembro de 2014 encerrou o ano com 58, dos 80 previstos.
121
EXERCÍCIO 2014
Vale destacar que este gap 27,5% entre previstos e efetivos se deve à mudança na forma de seleção unificada e anual
para estagiários, que passou a vigorar a partir de setembro de 2014. Tal seleção tem como fundamental importância
maior controle no processo, bem como estabelecer um banco de talentos que facilite a substituição de possíveis
vacantes.
Logo, aqueles contratos que se encerraram no período da nova seleção, ficaram sem substitutos para acomodação das
vagas na seleção anual, com contratações efetivadas a partir de janeiro de 2015.
7.3 Unidades Jurisdicionadas Patrocinadoras de Entidade Fechada de Previdência
Complementar
7.3.1 Informações sobre as entidades fechadas de previdência complementar patrocinadas, em
especial quanto à correta aplicação dos recursos repassados e à conformidade com a
legislação pertinente e com os objetivos a que se destinarem
Nome: FACEAL
Razão Social: Fundação Ceal de Assistência Social e Previdência
CNPJ: 12.403.903/0001-00
7.3.1.1 Demonstrativo Anual
7.3.1.1.1 Valor total da folha de pagamento dos empregados participantes
Em 2014 o valor da folha de pagamento foi de R$ 68.792.141,75.
7.3.1.1.2 Valor total das contribuições pagas pelos empregados participantes
As contribuições, divididas em Planos CD e BD, ficaram distribuídas da seguinte forma:
a) Plano CD – R$ 5.234.718,67;
b) Plano BD - O valor total foi de R$ 75.147,78, sendo R$ 11.261,76, referente à despesa
administrativa que passou a ser revertida do resultado dos investimentos, conforme parecer
atuarial e determinação do conselho deliberativo e R$ 63.886,02 vertido por meio de Fundo
Previdencial constituído nos termos mencionados na Demonstração Atuarial do Plano.
7.3.1.1.3 Valor total das contribuições pagas pela patrocinadora
a) Plano CD R$ 5.015.282,86; e
b) Plano BD R$ 49.503,06 + 4.593.073,63. O valor total da contribuição extraordinária foi de R$
4.197.007,89, sendo R$ 4.197.007,89 pagos diretamente pelos patrocinadores e R$ 396.065,74
122
EXERCÍCIO 2014
vertidos por meio de Fundo Previdenciário constituído nos termos mencionados na
Demonstração Atuarial do Plano.
7.3.1.1.4 Valor total de outros recursos repassados pela patrocinadora
a) Dívida contratada (contrato nº 317/2005):
 Plano CD R$ 5.403.560,69; e
 Plano BD R$ 5.298.253,57.
b) Serviço Passado:
 Plano BD R$ 4.197.007,89.
c) Empréstimos:
 Plano CD R$ 2.564.467,75; e
 Plano BD R$ 116.092,30.
d) Compra de Medicamentos:
 PGA*
R$ 135.877,87
*PGA: Investimentos do Plano de Gestão Administrativo.
7.3.1.1.5 Discriminação da razão ou motivo do repasse de recursos que não sejam contribuições
Contrato nº 317/2005 – Reconhecimento e Assunção de Dívida e outras Avenças tem sua origem
decorrente de retenção de valores devidos a título de “Contribuição de Patrocinadora”.
Termo de Acordo nº 002/2011 – Termo de Acordo para operações de consignação em folha de
pagamento (empréstimos e/ou compra de medicamentos).
7.3.1.1.6 Valor total por tipo de aplicação e respectiva fundamentação legal
a) Valor por tipo de aplicação:
Tabela 15 – Valor por tipo de aplicação
Aplicação
Aplicação Direta
Instituições
Financeiras
Renda Fixa
Renda Variável
Participações
Ano 2014
Participação (%)
Ano 2013
Participação (%)
R$ 2.176.856,60
0,47
R$ 818.916,39
0,18
R$ 1.610.231,14
0,35
0,0
0,0
R$ 382.447.555,61
R$ 10.009.730,52
R$ 1.144.436,69
82,17
2,15
0,25
R$ 379.290.668,07
R$ 57.357.408,22
R$ 290.869,45
83,97
12,70
0,06
123
EXERCÍCIO 2014
Multimercado
Empréstimos aos
Participantes
TOTAL
R$ 54.933.008,33
11,80
0,0
0,0
R$ 13.090.043,40
2,81
R$ 13.909.961,43
3,09
R$ 465.411.862,29
100
R$ 451.667.823,56
100
b) Fundamentação Legal:
 Resolução do Conselho Monetário Nacional – CMN nº 3792/2009 e 4275/2013; e
 Política de investimentos dos Planos de Benefício Definido, de Contribuição Definida e de
Gestão Administrativa – 2014.
7.3.1.1.7 Síntese da manifestação da Secretaria de Previdência Complementar
1-Ofício 124-2014-ERPE-PREVIC de 15 de outubro de 2014;
2-Ofício 152-2014-ERPE-PREVIC de 26 de novembro de 2014;
3-Ofício 163-2014-ERPE-PREVIC de 15 de dezembro de 2014;
4-Ofício 167-2014-ERPE-PREVIC de 26 de dezembro 2014;
5-Ofício Circular Conjunto Nº 001-2014-DIACE-DIFIS-DITEC-PREVIC 24 de março de 2014;
6-Ofício Circular Nº 02-2014-CGMA-DIACE-PREVIC 24 de março de 2014;
7-Ofício Nº 021-2014-ERPE-PREVIC de 28 de janeiro de 2014;
8-Ofício Nº 027-2014-ERPE-PREVIC de 05 de fevereiro de 2014;
9-Ofício Nº 028-2014-ERPE-PREVIC de 06 de fevereiro de 2014;
10-Ofício nº 071-2014-ERPE-PREVIC - Encerramento do Relatório de Fiscalização nº
13/2012/ERPE/PREVIC;
11-Ofício Nº 073-2014-ERPE-PREVIC de 11 de junho de 2014;
12-Ofício Nº 093-2014-ERPE-PREVIC de 17 de julho de 2014;
15-Ofício Nº 098-2014-ERPE-PREVIC de 02 de setembro de 2014;
16-Ofício Nº 100-2014-ERPE-PREVIC de 02 setembro de 2014;
17-Ofício Nº 1348-2014-DITEC-PREVIC de 14 de abril de 2014;
18-Ofício Nº 1000-2014-CGMI-DIACE-PREVIC de 13 de março de 2014;
19-Ofício Nº 1504-2014-CGMI-DIACE-PREVIC de 29 de abril de 2014;
20-Ofício Nº 1769-2014-CGMC-DIACE-PREVIC de 21 de maio de 2014;
21-Ofício Nº 2947-2014-CGAT-DITEC-PREVIC de 15 de setembro de 2014;
22-Ofício Nº 3286-2014-CGAT-DITEC-PREVIC de 21 de outubro de 2014;
23-Ofício Nº 3494-2014-CGMC-DIACE-PREVIC de 10 de novembro de 2014;
24-Ofício Nº 3591-2014-CGMC-DIACE-PREVIC de 20 de novembro de 2014;
25-Oficio-Circular Nº 04 CGMA_DIADE de 24 de outubro de 2014 - Orientações acerca da
facultatividade do envio das Demonstrações Atuarias (DA);
26-RELATÓRIO DE PENDÊNCIAS - POLÍTICA DE INVESTIMENTO 2014.
124
EXERCÍCIO 2014
7.3.1.1.8 Avaliação da política de investimentos da entidade fechada de previdência complementar,
evidenciado o retorno das aplicações, bem como sua conformidade com a Resolução 3792/2009, do
Conselho Monetário Nacional
A Política de Investimentos da Faceal referente ao ano de 2014 foi elaborada e executada em
conformidade a Resolução do CMN 3.792/2009 e 4275/2013.
PLANO BD - A rentabilidade dos investimentos, obtida pela FACEAL na aplicação do Patrimônio
de Cobertura deste Plano de Benefício Definido (BD), ao longo de 2014, foi de 10,89% contra uma
expectativa atuarial nominal de 10,22%, o que em termos reais representa 0,67% acima, superando
assim a meta de rentabilidade real líquida de 4,00% ao ano, deduzida do indexador base, o INPC do
IBGE, utilizando o método da taxa interna de retorno (TIR%), a partir dos fluxos mensais de receita
e despesas, na obtenção dos referidos percentuais de rentabilidade.
PLANO CD - A rentabilidade dos investimentos, obtida pela FACEAL na aplicação do Patrimônio
de Cobertura deste Plano de Contribuição Definida (CD), ao longo de 2014, foi de 9,35%%.
a) Conclusões contidas no Parecer da Auditoria Independente
Anexo IV.
b) Demonstração do resultado atuarial no exercício de referência do relatório de gestão e nos dois
anteriores, acompanhada de justificativas e análises de eventuais resultados deficitários
Anexo V – Demonstrações Atuariais do Plano de Contribuição Definida nº 001, dos exercícios
2012, 2013 e 2014.
Anexo VI – Demonstrações Atuariais dos Planos de Benefícios Previdenciários nº 002, dos
exercícios 2012, 2013 e 2014.
c) Conclusões do último estudo atuarial
Na avaliação atuarial relativa ao ano de 2014 ficou mantida a Meta Atuarial, para o Plano de
Benefícios Previdenciários nº 002 da Faceal, de 4,00% ao ano tomando por base o Estudo de ALM
(Asset Liability Management), para a gestão de riscos de descasamentos entre ativos e passivos, que
apresentou viabilidade de obtenção de Taxa Real de Juros entre 4,59% ao ano (carteira atual) e
4,70% ao ano (carteira sugerida). Também foram mantidas as demais premissas e hipóteses
atuariais.
Com relação ao custeio, a partir de abril de 2015, estão sendo suspensas definitivamente as
Contribuições Normais “Puras”, merecendo destaque o fato de que, desde outubro de 2011, as
Contribuições Normais “Puras” (ou seja, sem a sobrecarga destinada ao custeio administrativo)
estavam sendo, nos termos da Resolução Nº 26/2008, totalmente cobertas pelo Fundo de Revisão do
Plano.
Quanto ao Plano de Contribuição Definida, considerada sua natureza, a rentabilidade expressa pela
variação do Valor das Cotas é o índice que atualiza monetariamente os compromissos do Plano.
Com relação ao custeio foi feito um ajuste na parcela destinada aos benefícios de risco, cobertura do
125
EXERCÍCIO 2014
Pecúlio por Morte (do participante não assistido) e cobertura do Pecúlio por Invalidez, passando de
3,5% para 4,4% da contribuição normal mensal.
7.3.2 Informações sobre as ações de fiscalização empreendidas no exercício com base no
disposto no art. 25 da Lei Complementar nº 108/2001, demonstrando o tipo de fiscalização
efetuada, a data em que ocorreram, as principais constatações e as providências adotadas
para sanear as irregularidades verificadas
A fiscalização foi referente ao exercício/2014 e encerrou em 30/12/2014.
7.3.2.1 Principais constatações
- Falta de envio aos participantes das informações do Plano CD
- Sistema com divergência em data da adesão de participante
- Balancetes Contábeis não disponibilizados no portal de transparência
7.3.2.2 Providências
- Concluir a conferência da carga da reserva no novo sistema.
- Emitir e conferir o extrato trimestral.
- Enviar os extratos pendentes para os participantes ativos do Plano CD.
- Solicitar ao fornecedor do sistema o ajuste da data em conformidade com a data da adesão.
- Solicitar ao Patrocinador o desconto e repasse das contribuições não descontadas em referentes
aos três meses, inclusive os encargos que serão de responsabilidade do Patrocinador.
- Criar procedimento com prazos para publicação, após o recebimento dos balancetes contábeis pela
secretaria executiva.
126
EXERCÍCIO 2014
8. GESTÃO DO PATRIMÔNIO MOBILIÁRIO E IMOBILIÁRIO
8.2 Gestão do patrimônio imobiliário da União que esteja sob a responsabilidade da unidade
jurisdicionada
Não se aplica.
A abrangência se restringe às Unidades dos Poderes Legislativo e Judiciário, do Ministério Público
da União e do Tribunal de Contas da União, unidades da administração direta, autarquias,
fundações e empresas estatais dependentes que tiveram sob sua responsabilidade a administração de
imóveis e que utilizaram o Sistema de Gerenciamento dos Imóveis de Uso Especial da União –
SPIUnet no exercício de referência do relatório de gestão.
8.3 Imóveis locados de terceiros
Não se aplica.
A abrangência se restringe às Unidades dos Poderes Legislativo e Judiciário, do Ministério Público
da União e do Tribunal de Contas da União, unidades da administração direta, autarquias,
fundações e empresas estatais dependentes que tiveram sob sua responsabilidade a administração de
imóveis e que utilizaram o Sistema de Gerenciamento dos Imóveis de Uso Especial da União –
SPIUnet no exercício de referência do relatório de gestão.
EXERCÍCIO 2014
8. GESTÃO DA TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO
8.1 Gestão da Tecnologia da Informação (TI)
8.1.1 Relação dos sistemas e a função de cada um deles
Tabela 16 – Relação dos sistemas e a função de cada um deles
SISTEMA
MÓDULO
FUNÇÃO
Gestão Comercial padronizado pela Eletrobras para as suas
Ajuri
empresas distribuidoras de energia elétrica
Módulo responsável pelo cadastro e pagamento dos colaboradores
Folha de Pagamento
da empresa (empregados, estagiários e jovens aprendizes)
Módulo responsável pela gestão de RH (benefícios, treinamento,
Corpore RM
Gestão de Pessoas
plano de cargos, avaliação de desempenho, segurança e medicina
do trabalho, controle de metas, etc.)
Automação de Ponto
Módulo responsável pelo controle de frequência
Controlar de forma georeferenciada todos os ativos da empresa
SGTD
relacionados à atividade fim bem como gerenciar o atendimento
aos chamados técnicos e comerciais de forma remota
ERP-Contabilidade
Módulo de Contabilidade do ERP
ERP-Contas a Pagar
Módulo de Contas a Pagar do ERP
ERP-Tesouraria
Módulo de Tesouraria do ERP
ERP-Caixa e Bancos
Módulo de Caixa e Bancos do ERP
ERP-Adiantamento de
Módulo de Adiantamento de Viagem do ERP
Viagem
ERP-Ordem em Curso
Módulo de Acompanhamento de Ordem em Curso do ERP
ERP-Ativo Imobilizado
Módulo de Ativo Imobilizado do ERP
ERP-Apropriação de Mão
Módulo de Apropriação de Mão de Obra e Transporte do ERP
de Obra e Transporte
ERP-Rateio dos Custos
Módulo de Rateio dos Custos Remanescentes por Atividades do
Remanescentes por
ERP
Atividades
ERP-Controle de Fundos
Módulo de Controle de Fundos Fixos, Rotativos e de Caixa do
Fixos, Rotativos e de
ERP
OFM–ERP
Caixa
ERP-Controle de Cheques
a Receber Pré-Datados e
Módulo de Controle de Cheques a Receber Pré-Datados e em
em Cobrança Especial
Cobrança Especial (Devolvidos) do ERP
(Devolvidos)
Módulo de Gerenciamento de Vendas (Atividades Atípicas) do
ERP-SIVEN
ERP
Módulo de Controle de Contas a Receber (Exceto Faturas de
ERP-SIFAT
Energia) do ERP
ERP-Administração de
Módulo de Administração de Suprimentos do ERP
Suprimentos
ERP-Gestão de Contratos
Módulo de Gestão de Contratos do ERP
ERP-Gestão Orçamentária Módulo de Gestão Orçamentário do ERP
ERP-GerFiscal
Módulo de Gestão Fiscal do ERP
ERP-Licitação
Módulo de Licitação do ERP
SGA
Sistema de Gestão de Ativo
SPED PISSistema Público de Escrituração Digital PIS/COFINS
COFINS
Gerir e controlar processos relacionados a obras projetadas e
SGO/OFM
executadas para a empresa
Fonte: CEAL (Departamento de Tecnologia da Informação)
127
EXERCÍCIO 2014
8.1.2 Eventuais necessidades de novos sistemas informatizados ou funcionalidades, suas
justificativas e as medidas programadas e/ou em curso para obtenção dos sistemas
Tabela 17 - Eventuais necessidades de novos sistemas informatizados ou funcionalidades, suas justificativas e as
medidas programadas e/ou em curso para obtenção dos sistemas
MEDIDAS PROGRAMADAS
SISTEMA
DETALHAMENTO
JUSTIFICATIVA
E/OU EM CURSO
Sistema de Gestão de conteúdo para
armazenar documentação eletrônica Atendimento a
dos
empregados
(arquivos solicitações de
digitalizados), com:
auditorias, uma vez que a
 Controle
eletrônico
de empresa já foi multada
Levantamento de ferramentas de
comprovantes para reembolso por perda de
Corpore
mercado;
(benefícios);
documentação física;
RM
Solicitada a aprovação da
 Controle de demandas do DGP Melhoria dos processos,
aquisição pela Diretoria.
(requisições eletrônicas), com a com o ganho de
possibilidade de anexar arquivos; eficiência e eficácia;
 Controle de atividades (para Integração entre sistemas
gerenciamento de demandas corporativos.
internas).
Modernização da
plataforma –
investimento na
modernização da
Modernização da plataforma – foi
tecnologia utilizada pelo
criado o ambiente de
SGTD com objetivo de
homologação, onde a mesma foi
oferecer melhor
implantada e está em fase de
interface ao usuário bem
testes de compatibilidade. Após
como enxugar custos
isso, serão feitos os testes de
Novas funcionalidades:
com tecnologia para uso
homologação de funcionalidades;
SGTD
 Modernização da plataforma;
do sistema em todo o
Despacho Móvel – também em
estado;
 Despacho Móvel.
ambiente de homologação, estão
Despacho Móvel –
sendo testadas as integrações com
investimento na
o sistema comercial. Após isso,
ampliação do sistema
serão iniciados os testes de
para uso em tablets
funcionalidades em ambiente de
permitindo a priorização
homologação.
do atendimento em
tempo real dando mais
eficiências às equipes de
campo.
Sistema
novo:
Instalação
e
Padronização de ERP das Desenvolvimento de cronograma
SAP
implantação em substituição ao
empresas Eletrobras.
de implantação e treinamento.
sistema OFM-ERP.
Fonte: CEAL (Departamento de Tecnologia da Informação)
8.1.3 Relação dos contratos que vigeram no exercício de referência do relatório de gestão,
incluindo a descrição de seus objetos, demonstração dos custos relacionados a cada contrato,
dados dos fornecedores e vigência
128
EXERCÍCIO 2014
Quadro 40 – Contratos na Área de Tecnologia da Informação em 2014 (Quadro A.9.1)
Vigência
Contrato
Objeto do Contrato
Inicio
CT 016/2014
CT 035/2014
Prestação de serviços especializados
de suporte técnico (nível 1), por
evento, em infraestrutura de
tecnologia da informação e
telecomunicações
Solução Modular de Monitoração do
Ambiente de TIC e Gestão de SLA,
incluindo equipamentos, serviços de
instalação, configuração, garantia e
manutenção de versões, transferência
de conhecimento, suporte técnico,
apoio à gestão e a monitoração em
regime de 24x7
Fornecimento de materiais,
implantação de infraestrutura lógica
p/redes de computadores
Valores
Desembolsados em
2014
CNPJ
14/1/15
Oracle do Brasil Sistemas
LTDA.
59.456.277/0001-76
R$ 233.754,27
R$ 146.307,44
14/1/15
Agiltec Soluções em TI
14.281.937/0001-97
R$ 1.570.533,02
R$ 734.456,76
1/4/15
Clarim Tecnologia e
Serviços LTDA - EPP
09.583.098/0001-21
R$ 267.994,46
R$ 54.026,56
18/09/2014 17/09/2017 Bigblue Comércio e
Serviços de Informática
LTDA.
32.219.511/0001-95
R$ 2.512.651,41
R$ -
26/08/2014 25/08/2017 Ipsystems Creative
Network Solutions
LTDA-EPP
11.885.422/0001-08
R$ 3.066.692,21
R$ -
27/1/14
Fim
Valor do
contrato
Nome
CT 006/2014 - A Prestação de serviços de suporte
14/1/14
técnico e manutenção de licenças dos
produtos Oracle RAC e Oracle
Partitioning para atender aos bancos
de dados dos sistemas corporativos
CT 007/2014 - A Prestação de serviços de manutenção, 14/1/14
atualização, atendimento, suporte
técnico e treinamento para os módulos
do Sistema SGTD G2M
CT 008/2014
Fornecedor
129
EXERCÍCIO 2014
CT 046/2014
Contratação de prestação de serviços 12/3/14
de manutenção, atualização,
atendimento, suporte técnico,
treinamento e consultoria de negócios
especializada, para o sistema SGO
CT 056/2013
CT 082/2013-A
CT 085/2012
CT 114/2014
CT 136/2014
11/3/15
Ofm Systems LTDA
10.771.824/0001-19
R$ 676.541,60
R$ 231.766,41
Contrato de prestação de serviços de 01/04/2013 01/04/2014 TOTYS
manutenção e suporte técnico para os
módulos do sistema Corpore RM
(Folha de Pagamento, Gestão de
Pessoas, Automação de Ponto e Portal
Web)
16/04/2013 15/04/2014 Microprocesso
Manutenção e suporte técnico do
Informatica LTDA EPP
Sistema SISFIS
53.113.791/0001-22
R$ 414.080,64
R$ 342.636,09
41.190.380/0001-51
R$ 36.000,00
R$ 33.060,00
16/4/12
16/4/15
Contratação de licenças de uso de
produtos da Microsoft, na modalidade
"Microsoft Select Agreement"
Serviços de manutenção, atualização, 20/6/14
19/6/15
atendimento, suporte técnico e
treinamento para o sistema SPED
PIS/COFINS
07/08/2014 06/08/2015
Aquisição de licenças de produtos
Brasoftware Informática
LTDA.
57.142.978/0001-05
R$ 624.052,65
R$ 153.717,10
OFM Systems LTDA
10.771.824/0001-20
R$ 74.920,20
R$ 10.697,52
IT7 Sistemas LTDA
03.585.905/0001.69
R$ 502.160,60
R$ -
R$ 24.681,80
R$ 25.915,89
Oracle (Oracle Database Enterprise
Edition) e serviços com o devido
suporte técnico
CT 146/2014
Fornecimento e instalação de
condicionador de ar tipo Split, com a
remoção de antigos condicionadores
de ar existentes no local de instalação
07/08/2014 06/08/2015 LPV Comercio e Serviços 10.518.667/0001-34
LTDA - ME
130
EXERCÍCIO 2014
CT 168/2013
CT 186/2010
CT 189/2014
CT 219/2013
CT 256/2013
CT 322/2012
24/09/2013 23/09/2014
Serviços de manutenção e suporte
técnico para os módulos do sistema
Corpore RM.CNPJ
Contratação da pessoa jurídica para a 25/2/14
25/2/15
prestação de Serviços de Rede de
Transmissão de Dados para interligar
seus escritórios, distribuindo em
pontos diversos no estado de Alagoas,
utilizando a tecnologia VPN- MPLS,
com acesso a Internet
Aquisição de solução de segurança
18/11/2014 17/11/2018
Antimalware, incluindo os serviços
locais de instalação, configuração,
repasse tecnológico,
manutenção/garantia e serviços
remotos de suporte técnico,
atualização, operação e monitoração
contínuos da solução em regime 24
25/10/2013 24/10/2014
Serviços de manutenção de REP 2000
TOTVS
53.113.791/0012-85
R$ 51.564,00
R$ 42.970,00
Telemar Norte Leste S/A
33.000.118/0001-79
R$ 1.293.568,20
R$ 654.406,67
Arcon Informática LTDA
00.417.120/0001-99
R$ 2.101.937,00
R$ -
Jackson Comercio
Serviços LTA
01.603.789/0001-38
R$ 25.700,00
R$ 21.991,02
Serviços de manutenção, atualização, 2/1/14
atendimento, suporte técnico,
treinamento e consultoria de negócios
especializada, para os módulos do
sistema ERP
Serviços de suporte técnico e
28/12/13
manutenção de licenças de produtos
Oracle, para contemplar os diversos
sistemas de bancos de dados e de
gestão corporativa na organização
2/1/15
OFM Systems LTDA
10.771.824/0001-19
R$ 1.377.864,72
R$ 752.857,14
28/12/14
Oracle do Brasil Sistemas
LTDA
59.456.277/0001-76
R$ 382.910,88
R$ 378.425,63
131
EXERCÍCIO 2014
Contratação de pessoa jurídica
1/3/14
especializada para provimento de
hospedagem do site institucional na
internet e das caixas postais de correio
eletrônico (e-mail) da empresa
Aquisição de Solução para aceleração 3/9/13
CT. 164/2013
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 monitoração
contínuos da solução em regime 24x7
durante 36 meses para cada uma das
seis Empresas de Distribuição da
Eletrobrás
Serviço de instalação de fibra óptica 31/7/14
CT 061/2014
para a interligação da sede da
Companhia Energética de Alagoas à
Subestação do
Pinheiro.cnpj:19.414.949/000166.pregão 004/2014
Fonte: CEAL (Departamento de Tecnologia da Comunicação)
CT 330/2011
1/3/15
Primehost do Brasil
Serviços de Internet
LTDA
04.011.903/0001-29
R$ 35.500,00
R$ 29.583,30
3/1/16
Arcon Informatica LTDA
00.417.120/0001-99
R$ 2.153.747,70
R$ 166.636,62
30/9/14
Aradan Informática
Comércio e Serviços
EIRELI EPP
19.414.949/0001-66
R$ 40.330,00
R$ 40.330,00
132
EXERCÍCIO 2014
9. ATENDIMENTO DE DEMANDAS DE ÓRGÃO DE CONTROLE
9.1 Tratamento de determinações exaradas em acórdãos do TCU
Não houve deliberação do TCU para a CEAL no ano de 2014. Apenas dois acórdãos foram
emitidos para a Companhia, aprovando as constas dos anos de 2010 (acórdão 1203/2014 – TCU –
1ª Câmara) e 2011 (acórdão 2795/2014 – TCU – 1ª Câmara).
9.2 Tratamento de recomendações do órgão de controle interno
9.2.1 Recomendações do Órgão de Controle Interno atendidas no exercício
Anexo VII.
9.2.2 Situação das recomendações do OCI pendentes de atendimento ao final do exercício
Anexo VIII.
9.3 Declaração de Bens e Rendas Estabelecida na Lei n° 8.730/93
9.3.1 Situação do Cumprimento das Obrigações Impostas pela Lei 8.730/93
Quadro 41 – Demonstrativo do cumprimento, por autoridades e servidores da UJ, da obrigação de entregar a
DBR (Quadro A.11.3)
Momento da Ocorrência da Obrigação de
Entregar a DBR
Detentores de Cargos e
Situação em Relação às
Posse ou Início
Final do
Final do
Funções Obrigados a
Exigências da Lei nº
do Exercício de
Exercício de
Exercício
Entregar a DBR
8.730/93
Cargo,
Cargo,
Financeir
Emprego ou
Emprego ou
o
Função
Função
Obrigados a entregar a DBR
Autoridades
(Incisos I a VI do art. 1º da Lei Entregaram a DBR
nº 8.730/93)
Não cumpriram a obrigação
Entregaram a DBR
Cargos Eletivos
87
Funções Comissionadas
(Cargo, Emprego, Função de
Entregaram a DBR
87
Confiança ou em comissão)
9.3.2 Situação do Cumprimento das Obrigações
Na Companhia Energética de Alagoas a responsabilidade de recepção e controle sobre as
Declarações de Renda e Bens, para os empregados em cargo e função de confiança gratificada - FG,
133
EXERCÍCIO 2014
está sob a tutela da gerência de cadastro e pagamento pessoal – DGPP. Tal acompanhamento é
executado através de planilha em Excel, destacando aqueles que já entregaram ou não.
Durante o período de março a maio do ano de apresentação da Declaração de Imposto de Renda
Pessoa Física – DIRPF, é realizada a divulgação do prazo para entrega através de e-mail aos
empregados que exercem FG, para que os mesmos providenciem a entrega de cópia da DIRPF (em
envelope lacrado) ou autorização de acessos aos dados fiscais, conforme previsto na Portaria
Interministerial MP/CGU Nº 298, de 6 de setembro de 2007. A recepção das autorizações é feita
física e eletronicamente, sendo todas digitalizadas e armazenas em pasta eletrônica em servidor,
com backup específico. As declarações recebidas em envelope lacrado ficam armazenadas em
pastas específicas, separadas por ano de apuração. Em 2014 não houve ocorrências de empregados
que não cumpriram com tal obrigação.
9.4 Medidas adotadas em caso de dano ao Erário
9.4.1 Quantidade de casos que foram objeto de medidas administrativas internas
Nenhum caso foi objeto de medida administrativa em 2014.
9.4.2 Quantidade de tomadas de contas especiais cuja instauração foi dispensada nos termos
do art. 6º da IN TCU nº 71/2012
Não houve nenhuma Tomada de Conta Especial no exercício de 2014.
9.4.3 Quantidade de tomadas de contas especiais instauradas no exercício, remetidas e não
remetidas ao Tribunal de Contas da União
Não houve nenhuma Tomada de Conta Especial no exercício de 2014.
9.5 Alimentação Sistema Integrado de Administração de Serviços Gerais – SIASG e Sistema
de Gestão de Convênios, Contratos de Repasse e Termos de Parceria – SICONV
Anexo IX.
134
EXERCÍCIO 2014
10. INFORMAÇÕES CONTÁBEIS
10.1 Apuração dos custos dos programas e das unidades administrativas
Cada unidade administrativa da Companhia Energética de Alagoas – CEAL, em consonância com o
planejamento geral, é responsável pelo gerenciamento de seus custos, os quais são distribuídos
previamente dentro do sistema ERP, após a emissão do decreto presidencial que aprova o
orçamento anual. Existe uma estrutura composta por: Diretorias, Departamentos e Gerências, além
da Auditoria Interna.
A CEAL conta hoje com a utilização de um ERP, que integra módulos de orçamento, contabilidade
e financeiro, entre outros, permitindo que se façam os registros de forma adequada e sistematizada.
Com a utilização do ERP, é possível integrar as diversas opções de utilização do orçamento
disponível (processos de pagamento, retiradas de materiais do almoxarifado etc.) efetuando os
registros necessários, tanto para controle orçamentário, quanto para a contabilidade, o que permite a
emissão de relatórios gerenciais por unidades administrativas (subunidades), inclusive agrupadas
em unidades maiores, Departamentos ou Diretorias.
Diante da existência do gerenciamento dos custos, incentivada inclusive com a existência de um
programa de Gestão à Vista (acompanhamento de metas) e da criação de um Grupo de Trabalho
direcionado à Gestão Matricial de Despesas, as unidades se comportam de maneira mais adequada
em relação à utilização dos recursos financeiros disponíveis, contribuindo sobremaneira com uma
melhor eficiência da utilização orçamentária, inclusive com realocações de recursos e revisão de
planejamentos.
Ainda por conta da utilização do ERP, o acompanhamento através de relatórios é facilitado,
contando com variações que permitem a qualquer unidade ou subunidade, verificarem seu
desempenho. A título de exemplo, o ERP tem os seguintes relatórios: Listagem de análise de
orçamento por unidade administrativa; Relatório de movimentação orçamentária; Unidade
Administrativa (Relat 08) e Listagem de Gestão Matricial de Despesas.
Anexo X – Relatórios Unidade Administrativa (Relat 08) – Exercício 2014, da Diretoria Financeira,
do Departamento de Contabilidade e Gestão de Ativos e da Gerência de Controle e Análise
Contábil.
10.2 Demonstrações Contábeis e Notas Explicativas exigidas pela Lei nº 6.404/1976
Anexo XI – Demonstrações Financeiras encerradas em 31/12/2014.
10.3 Composição Acionária das Empresas Estatais
10.3.1 Composição Acionária do Capital Social como Investida
Quadro 42 – Composição Acionária do Capital Social (Quadro A.12.7.1)
UJ COMO INVESTIDA - POSIÇÃO EM 31/12/2014
Denominação completa
Companhia Energética de Alagoas - CEAL
Ações Ordinárias (%)
135
Free Float
Governo
EXERCÍCIO 2014
ACIONISTAS
Tesouro Nacional
Outras Entidades Governamentais (ELETROBRAS)
Fundos de Pensão que recebem recursos públicos
Ações em Tesouraria
% Governo
Pessoas Físicas
Pessoas Jurídicas
Capital Estrangeiro
% free float
31/12/2014
31/12/2013
31/12/2012
98%
98%
98%
98%
98%
98%
98%
98%
31/12/2013
31/12/2012
2%
2%
2%
2%
2%
2%
2%
100%
2%
100%
2%
100%
Free Float
Governo
Subtotal Ordinárias (%)
98%
Ações Preferenciais (%)
ACIONISTAS
31/12/2014
Tesouro Nacional
Outras Entidades Governamentais (ELETROBRAS)
Fundos de Pensão que recebem recursos públicos
Ações em Tesouraria
% Governo
Pessoas Físicas
Pessoas Jurídicas
Capital Estrangeiro
% free float
Subtotal Preferenciais (%)
Total
Fonte: CEAL (Demonstrações Financeiras 2014-2013)
10.4 Relatório de Auditoria Independente
O relatório da KPMG Auditores Independentes no parágrafo da opinião declara que as
demonstrações contábeis apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição
patrimonial e financeira da Companhia Energética de Alagoas - CEAL em 31 de dezembro de 2014.
No parágrafo da ênfase à Nota nº 1 e nº 2 das demonstrações contábeis, evidencia que a Companhia,
em 31 de dezembro de 2014, apresenta prejuízos acumulados no montante de R$ 606.113 mil; que
na mesma data, o passivo circulante da Companhia excedeu o ativo circulante em R$ 147.841 mil e
que até a data de aprovação destas demonstrações contábeis, não houve decisão final por parte do
poder concedente quanto à aprovação do pedido da Administração da Companhia de prorrogação
do prazo de concessão, cujo vencimento ocorrerá em agosto de 2015. Estas condições, segundo a
auditoria, suscitam dúvida substancial sobre a continuidade operacional da Companhia. E ainda
informa que a conclusão da auditoria não está ressalvada em função deste assunto. Vide Anexo XII.
136
EXERCÍCIO 2014
11. OUTRAS INFORMAÇÕES SOBRE A GESTÃO
11.1 Informações não exigidas neste Anexo que sejam consideradas relevantes pela unidade
jurisdicionada para demonstrar a conformidade e o desempenho da gestão no exercício
Não há outras informações sobre a gestão, consideradas relevantes pela unidade jurisdicionada, para
demonstrar a conformidade e o desempenho da gestão no exercício.
137
EXERCÍCIO 2014
CONSIDERAÇÕES FINAIS
No ano de 2014 foram desenvolvidos diversos esforços no sentido de obtenção dos resultados
traçados para o exercício, podendo-se destacar um resultado bastante positivo no tocante ao
indicador de perdas, no qual a empresa conseguiu a segunda maior redução entre as empresas da
Região Nordeste.
Salientamos que o alcance dos objetivos traçados depende, sobremaneira, de um equilíbrio
econômico-financeiro do negócio, na medida em que as melhorias propostas, em especial àquelas
relacionadas aos indicadores estabalecidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica demandam
custos de investimento e dimensionameto de força de trabalho.
Ocorre que no ano de 2014 a parcela de custos não gerenciáveis desta empresa, especificamente, os
custos decorentes da aquisição de energia sofreram considerável incremento, sem a corespondente
remuneração para fazer frente aos mesmos.
Comparando os meses de janeiro a maio de 2013 e 2014, percebeu-se um incremento de custos da
ordem de 32,3%, sem a adequada cobertura tarifária, o que impactou fortemente o fluxo de caixa
desta concessionária e impossibilitou a realização dos investimentos na forma como previstos, com
consequente impacto nos resultados esperados.
A despeito dos fatos acima explicitados, especialmente das dificuldades financeiras enfrentadas por
esta concessionária, em decorrência do desequilíbrio tarifário que enfrentou em 2014, acredita-se
que houve evolução dos processos internos, com otimização de atividades, como por exemplo, a
sinergia entre atividades tipicamente operacionais e atividades comerciais, de forma a adequar as
disponibilidades financeiras às necessidades do serviço.
Para o exercício de 2015, espera-se uma adequação da realidade tarifária da concessionária, com
adequação do fluxo de caixa da empresa, de forma a possibilitar um melhor desempenho
operacional.
Foi elaborado plano de resultados (2015-2017) para apresentação à Agência Nacional de Energia
Elétrica, no qual ficaram estabelecidas algumas premissas para melhoria dos indicacores, com
constante busca de adequação da realidade aos indicadores regulatórios.
Entre as principais ações destacadas no plano apresentado à Agência Reguladora estão o
investimento em obras estruturantes, com início em 2015 e continuidade nos anos subsequentes,
bem como, um estudo do dimensionamento adequado da força de trabalho.
A despeito disto, esta concessionária, assim como em 2014, continuará envidando todos os esforços
no sentido de melhoria dos processos internos, buscando um melhor resultado operacional.
138
EXERCÍCIO 2014
ANEXOS
139
EXERCÍCIO 2014
Anexo I
3.2 Acesso Carta ao Cidadão Site Empresa (www.eletrobrasalagoas.com)
140
EXERCÍCIO 2014
141
EXERCÍCIO 2014
Anexo II
3.2 Acesso Carta ao Cidadão Portal Corporativo
142
EXERCÍCIO 2014
143
EXERCÍCIO 2014
Anexo III
3.3 Pesquisa Abradee de Satisfação
144
EXERCÍCIO 2014
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153
EXERCÍCIO 2014
154
EXERCÍCIO 2014
155
EXERCÍCIO 2014
Anexo IV
7.3.1.1.8a Conclusões contidas no Parecer da Auditoria Independente
156
EXERCÍCIO 2014
157
EXERCÍCIO 2014
Anexo V
7.3.1.1.8b Demonstrações Atuariais do Plano de Contribuição Definida nº
001, dos exercícios 2012, 2013 e 2014
158
EXERCÍCIO 2014
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EXERCÍCIO 2014
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EXERCÍCIO 2014
199
EXERCÍCIO 2014
Anexo VI
7.3.1.1.8b Demonstrações Atuariais dos Planos de Benefícios
Previdenciários nº 002, dos exercícios 2012, 2013 e 2014
200
EXERCÍCIO 2014
201
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EXERCÍCIO 2014
Anexo VII
9.2.1 Relatório de cumprimento das recomendações do órgão de controle
interno (Quadro A.11.2.1)
265
EXERCÍCIO 2014
I – Referente ao relatório de Gestão – 201407939
Unidade Jurisdicionada
Denominação Completa
Código SIORG
CEAL – COMPANHIA ENERGÉTICA DE ALAGOAS
Recomendações do OCI
Recomendações Expedidas pelo OCI
Ordem
Identificação do Relatório de Auditoria
Item do RA
01
201407939
1.1.1.2 - Inconsistências
nos registros de créditos a
receber de consumidores.
Órgão/Entidade Objeto da Recomendação
Comunicação Expedida
Código SIORG
DCF – Departamento de Faturamento e Recebíveis
Descrição da Recomendação
Que a entidade providencie a apuração dos créditos em aberto que não são gerenciados pelo AJURI, apresentando as
devidas justificativas à GCU.
Providências Adotadas
Setor Responsável pela Implementação
Código SIORG
Síntese da Providência Adotada
Não existem mais créditos que não sejam gerenciados pelo sistema Ajuri. O parcelamento 002/2004 da CASAL que
não estava cadastrado no Ajuri teve sua última parcela quitada em 29/08/2014 e os consumidores livres, que eram
emitidas faturas referentes ao custo de uso do sistema de distribuição, também já estão sendo gerenciados pelo Ajuri.
Síntese dos Resultados Obtidos
Toda a apuração de crédito em aberto estão sendo gerenciados pelo Sistema AJURI
Análise Crítica dos Fatores Positivos/Negativos que Facilitaram/Prejudicaram a Adoção de Providências pelo
Gestor
Não houve dificuldade para a implantação da recomendação.
266
EXERCÍCIO 2014
II – Referente ao relatório do Energia+ (201318068)
Código SIORG
Ordem
Item do RA
201318068
1.1.4.1–002 - Divergência
entre os valores de metas e
de realização financeira
entre os documentos de
prestação de contas do
Projeto Energia+.
01
Código SIORG
DF – Diretoria Financeira
002 - Que a Entidade elabore documento de conciliação entre os diversos relatórios/documentos, a saber: Relatórios
Financeiros Intermediários – IFR-2, Prestações de contas dos contratos de financiamento – ECFs, Cronograma de
Desembolso e Plano Operativo, podendo essa conciliação estar contida no Relatório de Progresso.
Código SIORG
Assistente da Diretoria Financeira
Interagir com a UGPCentral para que seja editado um “Manual para conciliação das prestações de contas dos contratos
de financiamento com os IFRs” em que para cada entrega de IFRs e PCs seja editada uma “Planilha de Conciliação Xº
Trimestre 201X”.
Coma a implantação do Manual para Conciliação das prestações de contas dos contratos de financiamento de IFRs,
fazendo que haja interação entre diversos relatórios.
Gestor
267
EXERCÍCIO 2014
Código SIORG
Ordem
02
Item do RA
201318068
1.1.5.1 - Falha no
controle patrimonial
dos bens adquiridos
para
o
Projeto
Energia+.
Código SIORG
PRA – Assessoria de Suporte Administrativo
Que a Diretoria da Entidade providencie condições para que UGP Central capacite e estruture melhor a UGPLocal, a fim de
que estejam disponíveis as informações sobre os controles de bens e materiais adquiridos para o projeto.
Código SIORG
 Manter atualizadas as informações sobre aquisição, armazenamento e movimentação de bens e materiais;
 Promover, com os gestores de contrato, inspeções periódicas e levantamentos de materiais que necessitam de
correção ou substituição e aplicar penalidades aos fornecedores quando cabível.
Possibilitar controle patrimonial dos bens adquiridos para o Projeto Energia+.
Gestor
268
EXERCÍCIO 2014
Código SIORG
Ordem
03
Item do RA
201318068
1.1.5.2-001 - Negligência da
Companhia
Energética
de
Alagoas na gestão de material no
almoxarifado possibilitou a
ocorrência de sinistro de
material/equipamento do projeto,
acarretando prejuízo financeiro
de
aproximadamente
R$
700.000,00.
Código SIORG
001 - Que seja aberta uma sindicância para apurar o quantitativo de materiais e equipamentos furtados/danificados e
as responsabilidades de quem contribuiu para as ocorrências.
Código SIORG
 Abrir inquérito policial para investigar furtos no Almoxarifado Central da Companhia Energética de Alagoas.
 Abrir processo disciplinar quando for concluído o referido inquérito policial
Estão sendo apurados, pelos órgãos competentes da Polícia, os responsáveis pelos furtos e danos nos materiais.
Gestor
Não houve dificuldade para a implantação da recomendação
269
EXERCÍCIO 2014
Código SIORG
Ordem
04
Item do RA
201318068
Companhia
Energética
de
de
aproximadamente
R$
700.000,00.
Código SIORG
002 - Que a UGPCentral analise a possibilidade de se efetuar as aquisições de materiais em sincronia com o ritmo de
execução das obras, a fim de diminuir o saldo de estoque de materiais.
Código SIORG
Efetuar aquisições de materiais em sincronia com o ritmo de execução das obras a fim de otimizar a gestão de estoque
de materiais.
Os materiais estão sendo adquiridos em sincronia com o ritmo de execução das obras
Gestor
270
EXERCÍCIO 2014
Código SIORG
Ordem
05
Item do RA
201318068
Companhia
Energética
de
de
aproximadamente
R$
700.000,00.
Código SIORG
004 - Que a Entidade implante uma sistemática de registro e apuração de roubos, desvios, furtos e danos ao
patrimônio da empresa, com o fito de subsidiar decisões gerenciais.
Código SIORG
Implantar uma sistemática de registro e apuração de roubos, desvios, furtos e danos ao patrimônio da empresa.
Foi Implantada uma sistemática de registro e apuração de roubos, desvios, furtos e danos ao patrimônio da empresa,
visando subsidiar decisões gerenciais sobre o assunto.
Gestor
271
EXERCÍCIO 2014
Código SIORG
Ordem
06
Item do RA
201318068
1.1.6.2 - Prazo de vigência
encerrado sem a aquisição do
bem licitado.
Código SIORG
Que a Entidade aprimore o controle de prazos de vigência dos contratos a fim de que os objetos contratados sejam
entregues dentro do período estabelecido.
Código SIORG
Aprimorar os controles para uma melhor gestão de contratos de fornecimento de materiais.
Aprimoramento dos controles para melhor gestão dos contratos
Gestor
272
EXERCÍCIO 2014
Código SIORG
Ordem
07
Item do RA
201318068
1.1.6.4-001 - Baixa qualidade
dos materiais entregues.
Código SIORG
DPE – Departamento de Engenharia do Empreendimento
001 - Que a Entidade efetue o controle periódico da situação dos postes, verificando a existência de baixa qualidade
do material recebido no almoxarifado da Companhia Energética de Alagoas.
Código SIORG
 Realizar inspeções rotineiras na fábrica de postes de fornecedores
 Realizar levantamento de materiais que necessitam conserto ou substituição.
O controle sobre a qualidade dos postos adquiridos pela Companhia Melhorou.
Gestor
273
EXERCÍCIO 2014
Código SIORG
Ordem
08
Item do RA
201318068
Código SIORG
002 - Que a Entidade realize o levantamento e solicite o conserto ou substituição, conforme a situação, dos materiais
avariados ou com defeitos de fabricação.
Código SIORG
Realizar verificação rotineira da qualidade dos produtos entregues e do atendimento às especificações, exigindo
quando da ocorrência de alguma inconformidade ou descumprimento contratual, manifestação do fornecedor em até 5
(cinco) dias úteis do encaminhamento.
Melhora na qualidade dos materiais recebidos.
Gestor
274
EXERCÍCIO 2014
Código SIORG
Ordem
09
Item do RA
201318068
Código SIORG
003 - Que a Entidade implante ou melhore a metodologia de verificação e controle da qualidade dos materiais
recebidos no almoxarifado, evitando, por exemplo, receber postes e cruzetas com baixa qualidade, trincas, falhas e
avarias, devolvendo-os à contratada e aplicando as penalidades previstas em contrato.
Código SIORG
Promover o levantamento de produtos que necessitam conserto ou substituição.
Melhora na qualidade dos materiais recebidos.
Gestor
275
EXERCÍCIO 2014
Código SIORG
Ordem
Item do RA
201318068
1.1.6.5-003 - Atraso na entrega
dos materiais contratados.
10
Código SIORG
DG – Diretoria de Gestão
003 - Que a Entidade avalie a capacidade de produção da Contratada para a entrega dos materiais restantes e, em caso
de atrasos, aplique as sanções e execute as garantias contratuais previstas.
Código SIORG
Assistente do Diretor de Gestão
Avaliar a capacidade de produção da empresa contratada
Entrega de materiais pelas contratadas nos prazos acordados.
Gestor
276
EXERCÍCIO 2014
Código SIORG
Ordem
Item do RA
201318068
1.1.6.5-004 - Atraso na entrega
dos materiais contratados.
11
Código SIORG
DG – Diretoria de Gestão
004 - Que em futuros processos licitatórios estabeleça meios de se certificar da capacidade operacional de
fornecimento dos bens ou serviços adquiridos, cercando-se das garantias necessárias para cobrir eventuais prejuízos
decorrentes da não implementação plena ou parcial.
Código SIORG
Aprovar um Manual de Inspeção em Fábrica com orientações para a atividade de inspeção para cada família de
material ou contratação.
Maior controle no recebimento de matérias.
Gestor
277
EXERCÍCIO 2014
Anexo VIII
9.2.2 Situação das recomendações do OCI que permanecem pendentes de
atendimento no exercício (Quadro A.11.2.2)
278
EXERCÍCIO 2014
I – Referente ao relatório de Gestão – 201407939
Código SIORG
Ordem
Identificação do Relatório de
Auditoria
Item do RA
01
201407939
1.1.1.2 - Inconsistências nos registros
de
créditos
a
receber
de
consumidores.
Código SIORG
Que a entidade providencie a análise dos créditos em aberto que deveriam ter sido baixados contabilmente, segundo a
legislação fiscal, com o fito de identificar problemas em sua rotina operacional, informando a CGU sobre as
providências tomadas e os motivos que ensejaram tal situação.
Código SIORG
Justificativa para o seu não Cumprimento
Prazo acordado entre a CEAL e a CGU-R/AL encontra-se em andamento.
Gestor
279
EXERCÍCIO 2014
Código SIORG
Ordem
02
Auditoria
Item do RA
201407939
1.1.1.3 - Não conformidade entre
valores cobrados judicialmente e
sistema de controle de faturamento e
arrecadação sobre venda de energia.
Código SIORG
PRJ – Assessoria Jurídica
Que a entidade providencie a apuração das inconsistências contidas no fato, com o fito de identificar problemas em sua
rotina operacional, informando a CGU sobre as providências tomadas e os motivos que ensejaram tal situação.
Código SIORG
PRJ – Assessoria Jurídica
Gestor
280
EXERCÍCIO 2014
Código SIORG
Ordem
Auditoria
Item do RA
03
201407939
1.1.1.6 - Ausência de identificação
sistemática das perdas de energia
elétrica.
Código SIORG
PRM – Departamento de Manutenção de AT
Que a entidade conclua a implantação da telemedição de alimentadores com o fito de identificar os pontos críticos e
reforçar as ações sistemáticas de combate às perdas comerciais em todo o Estado de Alagoas.
Código SIORG
PRM – Departamento de Manutenção de AT
Gestor
281
EXERCÍCIO 2014
II – Referente ao relatório do Energia+ (201318068)
Código SIORG
Ordem
Auditoria
Item do RA
01
201318068
1.1.1.2-001 - Não cumprimento das
metas em 2013.
Código SIORG
001 - Que a Diretoria da Entidade providencie condições para que UGP Central capacite e estruture melhor a UGPLocal, a
fim de que possam ser elaborados os relatórios necessários ao acompanhamento do projeto.
Código SIORG
Gestor
282
EXERCÍCIO 2014
Código SIORG
Ordem
Auditoria
Item do RA
02
201318068
metas em 2013.
Código SIORG
002 - Que a Entidade cumpra com a determinação contida no Manual de Operação do Projeto, subitem 3.2.5.2 contido
no Manual de Operação do Projeto Energia+ ao apresentar o Relatório de Progresso em tempo hábil, isto é, em até 30
dias do encerramento do semestre civil, contendo a previsão, a execução, uma análise sobre o desempenho e as
justificativas pelo seu não cumprimento.
Código SIORG
Gestor
283
EXERCÍCIO 2014
Código SIORG
Ordem
Auditoria
Item do RA
03
201318068
metas em 2013.
Código SIORG
003 - Que a Entidade elabore documento de conciliação nas próximas prestações de contas entre os diversos
documentos, a saber: Relatórios Financeiros Intermediários – IFR-2, Prestações de contas dos contratos de
financiamento – ECFs, Cronograma de Desembolso e Plano Operativo, devendo essa conciliação constar das notas
explicativas aos IFR e nos Relatórios de Progresso.
Código SIORG
Gestor
284
EXERCÍCIO 2014
Código SIORG
Ordem
Auditoria
Item do RA
04
201318068
metas em 2013.
Código SIORG
004 - Que a Entidade cumpra com a determinação contida no Manual de Operação do Projeto, subitem 2.2, quando da
elaboração do Relatório de Progresso, inserindo as análises críticas referentes ao confronto entre o planejado e o
realizado dos diversos subcomponentes, contendo as respectivas justificativas.
Código SIORG
Gestor
285
EXERCÍCIO 2014
Código SIORG
Ordem
Auditoria
Item do RA
201318068
1.1.4.1-001 - Divergência entre os
valores de metas e de realização
financeira entre os documentos de
prestação de contas do Projeto
Energia+.
05
Código SIORG
001 - Que a Diretoria da Entidade providencie condições para que UGP Central capacite e estruture melhor a UGP Local, a
fim de que possam ser elaborados os relatórios necessários ao acompanhamento do projeto.
Código SIORG
Gestor
286
EXERCÍCIO 2014
Código SIORG
Ordem
06
Auditoria
Item do RA
201318068
1.1.5.2-003
Negligência
da
Companhia Energética de Alagoas na
gestão de material no almoxarifado
possibilitou a ocorrência de sinistro
de material/equipamento do projeto,
acarretando prejuízo financeiro de
aproximadamente R$ 700.000,00.
Código SIORG
003 - Que a Entidade levante os riscos de ocorrências e implante medidas mitigadoras para evitar futuras ocorrências
de furtos e roubos aos materiais do projeto.
Código SIORG
Gestor
287
EXERCÍCIO 2014
Código SIORG
Ordem
Auditoria
Item do RA
07
201318068
1.1.6.5-001 - Atraso na entrega dos
materiais contratados.
Código SIORG
DG - Diretoria de Gestão
001 - Efetuar treinamento, reciclagem, atualização de gestores dos contratos a fim de que procedam, quando aplicável,
sanções definidas no edital.
Código SIORG
Assistente do Diretor de gestão
Gestor
288
EXERCÍCIO 2014
Código SIORG
Ordem
Auditoria
Item do RA
08
201318068
1.1.6.5-002 - Atraso na entrega dos
materiais contratados.
Código SIORG
002 - Efetuar o acompanhamento do contrato, zelando pelo cumprimento do cronograma de entrega dos materiais
conforme estabelecido.
Código SIORG
Gestor
289
EXERCÍCIO 2014
Código SIORG
Ordem
09
Auditoria
Item do RA
201318068
1.1.7.1
Disponibilização
intempestiva de informações e
documentos relativa a processos de
consultoria.
Código SIORG
Que a Entidade aperfeiçoe os mecanismos de registro, arquivamento e controle das informações e documentos
relativos aos processos de aquisição, contratação, execução e pagamento.
Código SIORG
Gestor
290
EXERCÍCIO 2014
Anexo IX
9.5 Demonstração, com a identificação do gestor responsável, da correção
e tempestividade da inserção das informações referentes a contratos e
convênios ou outros instrumentos congêneres respectivamente no Sistema
Integrado de Administração de Serviços Gerais – SIASG e no Sistema de
Gestão de Convênios, Contratos de Repasse e Termos de Parceria –
SICONV, conforme estabelece a Lei de Diretrizes Orçamentários do
exercício de referência do relatório de gestão
291
EXERCÍCIO 2014
292
EXERCÍCIO 2014
Anexo X
10.1 Apuração dos custos dos programas e das unidades administrativas
(Relatórios Unidade Administrativa (Relat 08) – Exercício 2014, da Diretoria
Financeira, do Departamento de Contabilidade e Gestão de Ativos e da
Gerência de Controle e Análise Contábil)
293
EXERCÍCIO 2014
294
EXERCÍCIO 2014
295
EXERCÍCIO 2014
296
EXERCÍCIO 2014
297
EXERCÍCIO 2014
298
EXERCÍCIO 2014
299
EXERCÍCIO 2014
300
EXERCÍCIO 2014
301
EXERCÍCIO 2014
Anexo XI
10.2 Demonstrações Contábeis previstas na Lei nº 6.404/76 e incluindo as
Notas Explicativas
302
ELETROBRÁS DISTRIBUIÇÃO ALAGOAS
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRASEM 31 DE DEZEMBRO DE 2014
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
31 de dezembro de 2014
com Relatório dos Auditores
Independentes
303
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2014
Índice
Demonstrações financeiras
 Balanços patrimoniais
 Demonstrações de resultados
 Demonstrações de resultado abrangentes
 Demonstrações das mutações no patrimônio líquido
 Demonstrações dos fluxos de caixa
 Demonstrações do valor adicionado
Notas explicativas às demonstrações financeiras
1
Contexto operacional
2
Concessões
3
Resumo das principais políticas contábeis
3.1 Base de preparação
3.2 Conversão de moeda estrangeira
3.3 Caixa e equivalentes de caixa
3.4 Ativos financeiros
3.5 Clientes
3.6 Almoxarifado
3.7 Ativo financeiro – concessões do serviço público
3.8 Intangível
3.9 Imobilizado
3.10 Outros investimentos
3.11 Provisão para redução ao valor recuperável
3.12 Financiamentos e empréstimos
3.13 Fornecedores
3.14 Provisões
3.15 Benefícios pós emprego
3.16 Participação nos lucros
3.17 Capital social
3.18 Lucro por ação
3.19 Adiantamento para futuro aumento de capital
3.20 Encargos setoriais
3.21 Imposto de renda e contribuição social
3.22 Ajuste a valor presente de ativos e passivos
3.23 Compromissos com o meio ambiente
3.24 Subvenções governamentais
3.25 Reconhecimento da receita
3.26 Demonstrações de fluxos de caixa
3.27 Demonstrações do valor adicionado (DVA)
3.28 Reapresentação das cifras comparativas
3.29 Normas novas, alterações e interpretações de normas que
foram emitidas e entraram em vigor no exercício de 2014
3.30 Ativos e passivos financeiros
4
Julgamentos, estimativas e premissas contábeis
significativas
5
Caixa e equivalente de caixa
6.
Títulos e valores mobiliários
7
Clientes
8
Tributos e contribuições sociais
9
Direito de ressarcimento
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
13
13
15
15
15
15
15
16
16
16
16
17
17
18
18
18
18
18
19
20
20
20
20
21
21
21
21
21
22
23
25
26
29
30
304
10 Almoxarifado
11erviços em curso
12 Ativo e passivo financeiro
13 Outros
14
Cauções e depósitos vinculados
15 Intangível
16 Imobilizado
17 Fornecedores
18 Tributos e contribuições sociais
19 Financiamentos e empréstimos
20 Obrigações de ressarcimento
21
21 Benefício pós-emprego
22 Obrigações estimadas
23 Encargos setoriais
24 Pesquisa e desenvolvimento
25 Outros
26 Adiantamento para futuro aumento de capital - AFAC
27
Provisão para riscos cíveis, tributárias e trabalhistas
28 Capital social
29 Receita operacional líquida
30 Custo com energia elétrica
31 Custo de operação, custo de construção e despesas
operacionais
32 Resultado financeiro
33 Imposto de renda
34 Prejuízo por ação
35 Plano nacional de universalização do acesso e uso de
energia elétrica
36 Imposto de renda e contribuição social
37 Seguros
38 Transações com partes relacionadas
39
39 Remuneração do pessoal chave
40 Treinamento e desenvolvimento de pessoal
41 Leilão de energia
42 Questões ambientais
43 Compromissos operacionais de longo prazo
44 Instrumentos financeiros e gestão de riscos
45 Eventos subsequentes
31
31
31
36
37
37
40
41
43
45
50
50
51
51
51
52
53
53
60
61
66
70
71
72
72
73
74
74
76
77
78
78
78
78
79
80
86
305
BALANÇOS PATRIMONIAIS EM 31 DE DEZEMBRO
(Em milhares de reais)
Notas
Ativos
Circulante
Caixa e equivalentes de c aixa
Clientes
Tributos e c ontribuiç ões soc iais
Direito de ressarc imento
Almoxarifado
Serviç os em c urso
Ativos financ eiros
Outros
2014
2013
9.619
6.807
279.559
8.466
40.561
5.545
28.338
73.238
26.291
231.241
10.762
8.570
5.040
23.998
17.378
478.424
322.635
6
8
14
197.314
5.997
39.600
171.341
5.968
40.852
12
13
781.469
564
587.852
3.948
1.024.944
809.961
168
13.635
23.698
168
43.809
24.088
1.062.445
878.026
1.540.869
1.200.661
5
6
7
8
9
10
11
12
13
25.646
Não circulante
Realizável a longo prazo
Clientes
Tributos e c ontribuiç ões soc iais
Cauç ões e depósitos vinc ulados
Ativos financ eiros
Outros
Investimentos
Intangível
Imobilizado
Total do ativo
15
16
As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.
306
BALANÇOS PATRIMONIAIS EM 31 DE DEZEMBRO
Nota
2014
2013
Passivo
Circulante
Fornecedores
17
175.962
141.121
Financiamentos e empréstimos
18
82.885
44.799
19
239.850
236.368
Obrigações de ressarcimento
20
63.843
50.752
Benefício pós-emprego
21
5.762
5.023
Passivos financeiros
12
22
5.938
-
Obrigações estimadas
7.808
13.650
Encargos setoriais
23
431
497
Pesquisa e desenvolvimento
24
25
19.553
19.200
24.233
30.585
626.265
541.995
Outros
Não circulante
Fornecedores
17
-
6.427
18
-
9.130
19
Benefício pós-emprego
Pesquisa e desenvolvimento
20
12
24
Adiantamentos para futuro aumento de capital
Provisão para riscos cíveis, tributários e
trabalhistas
Outros
26
27
718.482
52.593
5.673
22.115
8.307
393.387
162.282
13.383
7.698
88.710
83.473
29.799
4.286
925.679
680.066
25
Patrimônio líquido (Passivo a descoberto)
Capital social
Prejuízos acumulados
Outros resultados abrangentes
Total do passivo e do patrimônio líquido
27
726.447
726.447
(678.710)
(583.356)
(58.812)
(164.491)
(11.075)
(21.400)
1.540.869
1.200.661
307
DEMONSTRAÇÕES DERESULTADOSPARA OSEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
Nota
Receita operacional líquida
29
2014
2013
1.342.133
921.456
(831.566)
(57.758)
(889.324)
(504.780)
(21.464)
(526.244)
(131.190)
(26.919)
(6.151)
(164.260)
(215.397)
(23.897)
(10.768)
(250.062)
(93.192)
(104.440)
195.357
40.710
(216.566)
(175.846)
(21.209)
(135.136)
(81.363)
83.285
(164.648)
(25.730)
58.441
(84.171)
(102.572)
(160.866)
-
23.717
(102.572)
(137.149)
7.218
-
(95.354)
(137.149)
(0,13)
(0,07)
(0,19)
(0,11)
Custo operacional
Custo com energia elétrica
Energia elétric a c omprada para revenda
Enc argos de uso do sistema de transmissão
30
Custo de operação
Pessoal, material e serviç os de terc eiros
Deprec iaç ão e amortizaç ão
Outros
31
Custo de construção
29
Lucro bruto
Despesas operacionais
31
Prejuízo do serviço de energia elétrica
Resultado financeiro
Rec eitas financ eiras
Despesas financ eiras
32
Prejuízo operacional antes da Lei 12.783/13
Ganho sobre a Lei 12.783/13
33
Resultado antes do imposto de renda
Imposto de renda
34
Prejuízo do exercício
Prejuízo básico por ação
Prejuízo diluído por ação
28
28
308
DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOS ABRANGENTES PARA OSEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE
DEZEMBRO
2014
2013
(95.354)
(137.149)
Outros componentes do resultado abrangente
Ganho/(Perda) atuarial com benefício pós-emprego
105.679
(17.276)
Total do resultado abrangente do exercício
10.325
(154.425)
309
DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDOPARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM
31 DE DEZEMBRO
Outros
Resultados
Abrangentes
(147.215)
TOTAL
(67.938)
(137.149)
(17.276)
200.963
(137.149)
(17.276)
726.447
-
(583.356)
(95.354)
(164.491)
105.679
(21.400)
(95.354)
105.679
726.447
(678.710)
(58.812)
(11.075)
Capital
Social
525.484
Prejuízos
Acumulados
(446.207)
Aumento de capital
Perda atuarial com benefício pós-emprego
200.963
-
Em 31 de dezembro de 2013
Ganho atuarial com benefício pós-emprego
Em 01 de janeiro de 2013
310
DEMONSTRAÇÃO DOS FLUXOS DE CAIXAPARA O EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO
2014
2013
(102.572)
(137.149)
32.215
68.415
19.412
10.492
18.219
(1)
760.496
(500)
(221)
13.959
(3.272)
326
7.218
(3.230)
923.528
29.135
18.824
3.373
(45.292)
(8.754)
(902)
438.967
(5.129)
6.930
2.311
(23.717)
5.495
4.392
522
426.155
(6.807)
(51.909)
2.267
(31.991)
(504)
(184.974)
(35.382)
(11.729)
(732.082)
37.258
(5.842)
13.091
(66)
11.611
(8.499)
(44.261)
4.574
(1.045.245)
(224.289)
34.791
(3.205)
(2.442)
1.555
(6.240)
1.741
(433.309)
3.592
1.023
16.554
(1.924)
(3.117)
(4.851)
(7.049)
(402.881)
(113.875)
(80.070)
(13.122)
(3.578)
(96.770)
(97.790)
(6.651)
(2.300)
(106.741)
673.799
(368.767)
305.032
(16.027)
270.359
21.918
(92.021)
200.256
(20.360)
25.646
9.619
(16.027)
46.006
25.646
(20.360)
Fluxo de caixa das atividades operacionais
Prejuízo do exercício antes do imposto de renda
Ajustes de:
Depreciação e amortização
Encargos financeiros - AFAC e Empréstimos
Encargos financeiros - Tributos e outros passivos
Provisão para créditos de liquidação duvidosa
Provisão para contingências
Provisão para perdas em estoque
Provisão para fornecedores não liquidados
Valor residual do ativo financeiro- concessos do serviço público
Valor residual do ativo intangível
Valor residual do ativo imobilizado
Ativo financeiro - VNR Lei nº 12.783/13
Avaliação atuarial
Plano de incentivo ao desligamento - PID
Imposto de renda
Outros
Variações nos ativos e passivos
Clientes
Tributos e contribuições sociais ativas
Almoxarifado
Ativo financeiro
Outros créditos
Cauções e depósitos vinculados
Fornecedores
Tributos e contribuições sociais passivas
Encargos setoriais
Amortização de parcelamentos fiscais
Amortização de encargos financeiros de financiamentos e empréstimos
Outros passivos
Caixa líquido aplicado nas atividades operacionais
Fluxo de caixa das atividades de investimentos
Aquisição do ativo financeiro - concessões de serviço público
Aquisição do intangível
Aquisição de imobilizado
Caixa líquido aplicado nas atividades de investimentos
Fluxo de caixa das atividades de financiamentos
Ingressos de financiamentos e empréstimos
Adiantamento para futuro aumento de capital
Amortização do principal de financiamentos e empréstimos
Caixa líquido gerado pelas atividades de financiamentos
Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa
Caixa e equivalente de caixa no início do exercício
Caixa e equivalente de caixa no fim do exercício
311
DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADO DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO
2014
Receitas
Rec eitas operac ionais
Ganhos sobre o valor novo de reposiç ão
Provisão p/c réditos de liquidaç ão duvidosa
2013
1.735.958
(13.959)
15.021
1.737.020
1.256.227
23.717
44.867
1.324.811
(889.324)
(93.192)
(80.314)
(1.535)
(131.845)
(1.196.210)
(526.244)
(104.440)
(74.675)
(1.816)
(115.967)
(823.142)
540.810
501.669
(32.215)
(29.135)
508.595
472.534
83.285
58.441
Valor adicionado total
591.880
530.975
Distribuição do valor adicionado
Pessoal e enc argos
Impostos, taxas e c ontribuiç ões
Juros e demais enc argos financ eiros
Arrendamentos e aluguéis
Prejuízo do exerc íc io
Valor adicionado distribuído
123.684
394.237
164.648
4.665
(95.354)
591.880
219.169
360.339
84.171
4.445
(137.149)
530.975
Insumos adquiridos de terceiros
Custo c om energia
Custo de c onstruç ão
Serviç os de terc eiros
Material
Outros c ustos operac ionais
Valor adicionado bruto
Deprec iaç ão e amortizaç ão
Valor adicionado líquido gerado
Rec eitas Financ eiras
312
ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO ALAGOAS
NOTAS EXPLICATIVAS DA ADMINISTRAÇÃO ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
EM 31 DE DEZEMBRO DE 2014
1. CONTEXTO OPERACIONAL
A COMPANHIA ENERGÉTICA DE ALAGOAS (“ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO ALAGOAS” ou “Companhia”),
sociedade por ações de economia mista, domiciliada na Avenida Fernandes Lima, 3349 – Farol,
Maceió/AL, e, controlada pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras, que detém 100% do seu
capital social, é uma concessionária de serviço público de distribuição de energia elétrica de capital
fechado.
Seu objetivo é projetar, construir e explorar o serviço público de distribuição aos consumidores finais de
energia elétrica, assim como serviços que lhe venham a ser concedidos ou autorizados por qualquer título
de direito e atividades associadas ao serviço público de energia, prestar serviços técnicos de sua
especialidade e praticar os demais atos necessários à consecução de seu objetivo, sendo tais atividades
regulamentadas e fiscalizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, órgão vinculado ao
Ministério de Minas e Energia – MME.
Para cumprir com as obrigações operacionais e administrativas, a Companhia conta com 1.016
empregados (1.058em 31.12.2013), para atender a aproximadamente 1.013.867consumidores (981.326
em 31.12.2013).
As demonstrações financeiras foram preparadas no pressuposto da continuidade operacional normal dos
negócios da Companhia, de acordo com o CPC 26 (R1), em seus itens 25 e 26. A administração da
Companhia, objetivando a melhoria dos resultados, vem dando sequência às ações de implantação de
ferramentas de gestão que visam à modernização e à redução de custos. Encontra-se em fase de
aprovação o Plano Diretor de Negócios e Gestão – PDNG – 2014/2018, que contém uma carteira de
projetos prioritários diretamente associados a diretrizes estratégicas de expansão sustentável e eficiência
operacional. Outras medidas visando à melhoria dos resultados da Companhia estão sendo tratadas, tais
como intensificação das ações de combate à inadimplência, redução de despesas operacionais e redução
de perdas, com destaque aos investimentos do Projeto Energia +, cujo objetivo é o de elaborar e
implementar um plano de ação e de investimentos com recursos do financiamento através do BIRD para
Eletrobras com custos diferenciados.
Destaque nesse exercício foram também as implementações das práticas de Governança Corporativa e
Gestão Empresarial com foco na competitividade, como:
 Realização de investimentos para melhoria da qualidade do fornecimento de energia elétrica e redução
das perdas técnicas e não técnicas;
 Combate às perdas não técnicas, posicionando-se como a segunda empresa do Nordeste que mais
reduziu o indicador;
 Gerenciamento centralizado das questões regulatórias;
 Implantação de estrutura organizacional mais moderna;
 Continuidade das ações do Projeto Energia+, em parceria com o Banco Mundial;
 Redução de PMSO (despesas com Pessoal, Material, Serviços de Terceiros e Outros).
As ações acima expostas influenciariam consideravelmente na consolidação de melhores resultados
econômico e financeiro se não fossem as dificuldades vividas em face das exposições involuntárias no
Mercado de Energia e os diversos acionamentos das Usinas Termelétricas, afetando todas as
Distribuidoras de Energia Elétrica do país.
Dentro das Novas Regras de Governança consta o Contrato de Metas de Desempenho Empresarial –
CMDE, contrato firmado com a Eletrobras Holding, que reporta desafios nas seguintes dimensões:
econômico-financeira, operacional, e socioambiental. Nele estão estabelecidos metas e resultados
objetivando maior eficiência, robustez e rentabilidade financeira, bem com as condições de
acompanhamento e monitoramento a vigorar até 31 de dezembro de 2017, conforme descrito a seguir:
 Consolidação da gestão integrada e realização do saneamento e equilíbrio econômico financeiro;
 Aumento da eficácia e eficiência operacional, melhoria da qualidade dos serviços, redução das perdas
de energia e inadimplência;
 Modernização da estrutura organizacional e sistema de gestão, melhoria e integração dos processos
administrativos, capacitação e profissionalização do quadro gerencial e técnico-administrativo das
empresas.
313
A Companhia está ciente dos desafios para 2015 e nesse contexto, confiando em seu corpo funcional,
está pronta a concentrar seus esforços na melhoria do serviço prestado a seus consumidores, de modo a
cumprir os compromissos com a sociedade, acionistas e fornecedores.
A emissão dessas demonstrações financeiras foi autorizada pelo Conselho de Administração, em 25de
março de 2015.
2. CONCESSÕES
A Companhia detém a concessão para distribuição de energia elétrica em todos os 102 municípios do
Estado de Alagoas junto a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL mediante o Contrato de
Concessão nº 07/2001-ANEEL,com vigência de 02/2001 a 07/20015, e termos aditivos celebrados,
respectivamente, em 15 de julho de2005 e em 8 de junho de 2010,com vigência até 7 de julho de 2015,
e 10 de dezembro de 2015.
Prorrogação das Concessões de Serviço Público de Energia Elétrica
Em atendimento a subcláusula primeira da Cláusula terceira do contrato de concessão nº 07/2001, a
Companhia protocolou a correspondência CT PR 113/2012, de 19.06.2012 nas ANEEL o pedido de
renovação do contrato de concessão, pelo prazo previsto em Lei que venha a disciplinar a matéria.
Considerando o disposto no & 2º do Art. 2º do Decreto nº 7.805, de 14 de setembro de 2012, que
regulamenta a Medida Provisória nº 579, de 11 de setembro de 2012, a Companhia ratificou através da
correspondência CT PR 154/2012, de 24 de setembro de 2012, o interesse de prorrogação do contrato de
Concessão, manifestando concordância integral com as condições de prorrogação estabelecidas na
Legislação.
Dita manifestação tinha natureza preliminar, visando resguardar o direito das empresas à prorrogação,
face ao prazo decadencial previsto do Decreto nº 7.805/12. É fato, contudo, que os estudos para a
decisão final quanto à pretensão de serem assinadas as prorrogações dependeriam de informações que
somente vieram a ser publicadas nos dia 1 e 29 de novembro de 2012.
Em atendimento a subcláusula terceira da cláusula terceira do contrato de concessão, que prevê a
manifestação sobre o requerimento de prorrogação até o 18º (décimo oitavo) dia, a ANEEL se manifestou
através do Oficio Circular nº 01/2014–DR/ANEEL, de 17 de janeiro de 2014, informando que face a
publicação da Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013, o requerimento encontra-se em análise, cabendo
ao poder concedente decisão final sobre a aprovação ou rejeição de tal pedido.
Em 10 de dezembro de 2014, a Companhia assinou o 3º termo aditivo do contrato de concessão nº
007/2001, cujo objeto é incluir dispositivo que garanta que os valores registrados na Conta de
Compensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela A”- CVA e outros itens financeiros, sejam
incorporados no cálculo da indenização, quando da extinção da concessão, na forma das alterações
efetuadas na redação da cláusula décima primeira do contrato de concessão, que trata da reversão dos
bens e instalações vinculadas, estabelecidas na cláusula segunda deste termo aditivo. Todas as demais
cláusulas e condições, permanecem válidas e inalteradas.
3. RESUMO DAS PRINCIPAIS POLÍTICAS CONTÁBEIS
As principais políticas contábeis aplicadas na preparação destas demonstrações financeiras estão
definidas a seguir. Essas políticas foram aplicadas de maneira consistente nos exercícios apresentados
salvo disposição em contrário.
3.1 Base de preparação
As demonstrações financeiras foram preparadas considerando o custo histórico como base de valor e
determinados ativos e passivos financeiros mensurados ao valor justo.
As demonstrações financeiras foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil,
que compreendem os pronunciamentos do Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPCs) e
procedimentos básicos determinado pela ANEEL através do Despacho nº 4.786 de 11 de dezembro de
2014.
As demonstrações financeiras foram elaboradas utilizando diversas estimativas contábeis. As estimativas
contábeis envolvidas na preparação das demonstrações financeiras foram baseadas em fatores objetivos
314
e subjetivos, com base no julgamento da Administração da Companhia para determinação do valor
adequado a ser registrado nas demonstrações financeiras. Itens significativos sujeitos a essas
estimativas e premissas incluem a seleção de vidas úteis do ativo imobilizado e de sua recuperabilidade
nas operações, avaliação dos ativos financeiros pelo valor justo, análise do risco de crédito para
determinação da provisão para crédito de liquidação duvidosa, assim como da análise dos demais riscos
para determinação de outras provisões, inclusive para contingências.
A liquidação das transações envolvendo essas estimativas poderá resultar em valores significativamente
divergentes dos registrados nas Demonstrações financeiras devido ao tratamento probabilístico inerente
ao processo de estimativa. A Companhia revisa suas estimativas e premissa periodicamente, em prazo
não superior a um ano (Nota 4).
a) Mudança nas políticas contábeis e divulgações
A Companhia adotou todas as normas, revisões de normas e interpretações emitidas pelo Comitê de
Pronunciamentos Contábeis (CPCs) que estavam em vigor em 31 de dezembro de 2014.
O seguinte pronunciamento foi adotado pela primeira vez para o exercício iniciado em 1º de janeiro de
2014:
 OCPC 08 – “Reconhecimento de Determinados Ativos ou Passivos nos relatórios Contábil-Financeiros
de Propósito Geral das Distribuidoras de Energia Elétrica emitidos de acordo com as Normas Brasileiras e
Internacionais de Contabilidade”, de 9 de dezembro de 2014. Em caso de extinção da concessão, além
dos valores de indenização decorrentes de investimentos não amortizados ou depreciados no curso da
concessão, também serão objeto de indenização pelo Poder Concedente os saldos remanescentes
apurados de itens da Parcela A que não tenham sido recuperados por meio dos ciclos tarifários. Os
efeitos do aditamento dos contratos de concessão não têm natureza de mudança de política contábil,
mas, sim, a de uma nova situação e, consequentemente, sua aplicação deve ser prospectiva.
Não existem outras normas e interpretações emitidas e ainda não adotadas que possam, na opinião da
Administração, ter impacto significativo no resultado ou no patrimônio divulgado pela Companhia.
3.2
– Conversão de moeda estrangeira
a) Moeda funcional e moeda de apresentação
A moeda funcional da Companhia é o Real, mesma moeda de preparação e apresentação das
demonstrações financeiras. Os ativos e passivos monetários denominados em moeda estrangeira, são
convertidos para a moeda funcional (Real) usando-se a taxa de câmbio vigente na data dos respectivos
balanços patrimoniais. Os ganhos e perdas resultantes da atualização desses ativos e passivos verificados
entre a taxa de câmbio vigente na data da transação e os encerramentos dos exercícios são reconhecidos
como receitas ou despesas financeiras no resultado.
b) Transações e saldos
As operações com moedas estrangeiras são convertidas para a moeda funcional, utilizando as taxas de
câmbio vigentes nas datas das transações. Os ganhos e as perdas cambiais resultantes da liquidação
dessas transações e da conversão pelas taxas de câmbio do final do exercício, referentes a ativos e
passivos monetários em moedas estrangeiras, são reconhecidos nas demonstrações do resultado.
Os ganhos e as perdas cambiais relacionadas com empréstimos, caixa e equivalentes de caixa são
apresentados na demonstração de resultado como receita ou despesa financeira.
3.3
– Caixa e equivalentes de caixa
315
Caixa e equivalentes de caixa incluem o caixa, os depósitos bancários à vista e as aplicações financeiras
com liquidez imediata e sujeito a risco insignificante de mudança de valor, classificadas como
empréstimos e recebíveis.
3.4
– Ativos financeiros
A Companhia classifica seus ativos financeiros, no reconhecimento inicial, sob as seguintes categorias:
mensurados ao valor justo por meio do resultado, investimentos mantidos até o vencimento,
empréstimos e recebíveis e ativos financeiros disponíveis para venda. A classificação depende da
finalidade para a qual os ativos financeiros foram adquiridos.
a) Ativo financeiro a valor justo por meio do resultado
Um ativo financeiro é classificado como mensurado pelo valor justo por meio do resultado caso seja
classificado como mantido para negociação, ou seja, designado como tal no momento do reconhecimento
inicial. Os custos da transação são reconhecidos no resultado conforme incorridos. Ativos financeiros
mensurados pelo valor justo por meio do resultado são mensurados pelo valor justo e mudanças no valor
justo desses ativos, incluindo ganhos com juros e dividendos, são reconhecidas no resultado do exercício.
b) Empréstimos e recebíveis
Os empréstimos e recebíveis são ativos financeiros não derivativos, com pagamentos fixos ou
determináveis, que não são cotados em um mercado ativo. São apresentados como ativo circulante,
exceto aqueles com prazo de vencimento superior a 12 meses após a data de emissão do balanço (estes
são classificados como ativos não circulantes). Os empréstimos e recebíveis da Companhia compreendem
“Clientes” (Nota6).
c) Impairment de ativos financeiros
A Companhia avalia na data de cada balanço se há evidências objetiva de que um ativo financeiro ou
grupo de ativos financeiros esteja deteriorado. Um ativo ou grupo de ativos financeiros esta deteriorado e
as perdas por impairment são incorridos somente se há evidência objetiva de impairment como resultado
de um ou mais eventos ocorridos após o reconhecimento inicial dos ativos (um “evento de perda”) e
aquele evento (ou eventos) de perda tem um impacto nos fluxos de caixa futuros estimados do ativo
financeiro ou grupo de ativos financeiros que pode ser estimado de maneira confiável.
d) Ativo financeiro – concessões do serviço público
Refere-se à parcela estimada dos investimentos realizados e não amortizados até o final da concessão
classificada como ativo financeiro por ser um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo
financeiro diretamente do poder concedente, decorrente da aplicação da Interpretação Técnica ICPC 01 –
Contratos de Concessão e da Orientação Técnica OCPC 05 – Contratos de concessão. Essa parcela de
infra-estrutura classificada como ativo financeiro é remunerada por meio do denominado custo de capital
próprio (WACC), que consiste na remuneração do investimento e que é cobrada mensalmente na tarifa
aos clientes.
3.5)
Passivos financeiros não derivativos são reconhecidos inicialmente pelo valor justo deduzidos de
quaisquer custos de transação atribuíveis. Após o reconhecimento inicial, esses passivos financeiros são
mensurados pelo custo amortizado utilizando o método dos juros efetivos.
316
3.6)
Clientes
Engloba as contas a receber por fornecimento de energia elétrica faturado e não faturado, este último por
estimativa, serviços prestados, acréscimos moratórios e outros, até o encerramento do balanço. São
considerados ativos financeiros classificados como empréstimos e recebíveis.
As contas a receber de clientes e outros estão apresentadas líquidas da provisão para créditos de
liquidação duvidosa – PCLD, reconhecida com base em estimativas da administração em valor
considerado suficiente para cobrir as prováveis perdas. Os principais critérios definidos pela Companhia
estão demonstrados na Nota 6.6.
3.7)
Almoxarifado
Os materiais e equipamentos em estoque, classificados no ativo circulante (almoxarifado de manutenção
e administrativo), estão registrados ao custo médio de aquisição e não excedem os seus custos de
reposição ou valores de realização. As provisões para estoques de baixa rotatividade ou obsoletos são
constituídas quando consideradas necessárias pela administração da Companhia.
3.8)
Intangível
Compreende o direito de uso da infra-estrutura, construída ou adquirida pelo operador ou fornecida para
ser utilizada pela outorgante como parte do contrato de concessão do serviço público de energia elétrica
(direito de cobrar dos usuários do serviço público por ela prestado).
A amortização do intangível é baseada na vida útil-econômica de cada bem integrante do conjunto de
bens tangíveis contidos na infra-estrutura de distribuição, limitado ao prazo de concessão, estabelecida
pela ANEEL, para efeitos de determinação da tarifa, bem como para apuração do valor da indenização
dos bens reversíveis no vencimento do prazo da concessão. Essa estimativa é revisada periodicamente.
3.9)
Imobilizado
É avaliado ao custo de aquisição ou construção, acrescido de juros capitalizados durante o período de
construção, quando aplicável. As depreciações são calculadas pelo método linear de acordo com as taxas
fixadas pela ANEEL.
Os terrenos não são depreciados. A depreciação de outros ativos é calculada usando o método linear
considerando os seus custos e seus valores residuais durante a vida útil estimada, como segue:
Anos Aproximadamente
Edificações
Máquinas
Veículos
Móveis, utensílios e equipamentos
30
25
7
16
Em função da adoção da Orientação Técnica OCPC 01, os valores registrados como ativo imobilizado
referem-se basicamente a bens de uso administrativo. Os demais ativos geradores de receita e
vinculados a concessão foram reclassificados para ativos financeiros e intangíveis.
Os ganhos e as perdas de alienações são determinados pela comparação dos resultados com o seu valor
contábil e são reconhecidos em “Outros ganhos (perdas), líquidos” na demonstração de resultado.
3.10) Outros investimentos
317
Representam investimentos em ações e quotas de direitos sobre a comercialização de obra audiovisual,
que não se destinam ao objetivo da concessão e estão registrados pelo custo de aquisição, líquidos de
provisão para perdas, quando aplicável.
3.11) Provisão para redução ao valor recuperável de ativos não financeiros
A administração da Companhia revisa anualmente o valor contábil líquido dos ativos com o objetivo de
avaliar eventos ou mudanças nas circunstâncias econômicas, operacionais ou tecnológicas, que possam
indicar deterioração ou perda de seu valor recuperável. Quando tais evidências são identificadas e o valor
contábil líquido excede o valor recuperável, é constituída provisão para deterioração, ajustando o valor
contábil líquido ao valor recuperável.
O valor recuperável de um ativo ou de determinada unidade geradora de caixa é definido como sendo o
maior entre o valor em uso e o valor líquido de venda.
Na estimativa do valor em uso do ativo, os fluxos de caixa futuros estimados são descontados ao seu
valor presente, utilizando uma taxa de desconto, que reflita o custo médio ponderado de capital para a
indústria em que opera a unidade geradora de caixa.
3.12) Financiamentos e empréstimos
As obrigações em moeda nacional são atualizadas pela variação monetária e pelas taxas efetivas de
juros, incorridos até as datas dos balanços, de acordo com os termos dos contratos financeiros,
deduzidas dos custos de transação incorridos na captação dos recursos.
Os custos de empréstimos atribuídos à aquisição, construção ou produção de ativos qualificados, nesse
caso o ativo intangível correspondente ao direito de uso da infra-estrutura para a prestação do serviço
público, estão incluídos no custo do intangível em curso até a data em que estejam prontos para o uso
pretendido, conforme CPC 04 – Ativo Intangível e CPC 20 – Custos de Empréstimos. Todos os outros
custos com empréstimos são reconhecidos no resultado do período, quando incorridos.
Os ganhos decorrentes da aplicação temporária dos recursos obtidos com empréstimos específicos ainda
não gastos com o ativo qualificável são deduzidos dos custos com empréstimos qualificados para
capitalização.
Os empréstimos são classificados como passivo circulante, a menos que a Companhia tenha um direito
incondicional de diferir a liquidação do passivo por, pelo menos, 12 meses após a data do balanço.
3.13) Fornecedores
As contas a pagar aos fornecedores são obrigações a pagar por bens ou serviços que foram adquiridos no
curso normal dos negócios, sendo classificadas como passivos circulantes se o pagamento for devido no
período de até um ano. Caso contrário, os valores são apresentados como passivo não circulante.
Provisões
As provisões são determinadas através do desconto dos fluxos de caixa futuros estimados a uma taxa
antes dos impostos que reflete as avaliações atuais de mercado quanto ao valor do dinheiro no tempo e
riscos específicos para o passivo. Os efeitos do desconto a valor presente são reconhecidos no resultado
como despesa financeira.
3.14)
a) Provisão para obrigações legais vinculadas a processos judiciais
As provisões judiciais são constituídas sempre que a perda for avaliada como provável, que ocasionaria
uma provável saída de recursos para a liquidação das obrigações e quando os montantes envolvidos são
mensuráveis com suficiente segurança, levando em conta a opinião dos assessores jurídicos, a natureza
das ações, similaridade com processos anteriores, complexidade e no posicionamento de Tribunais.
3.15) Benefícios pós-emprego
318
A Companhia instituiu e patrocina a Fundação CEAL de Assistência Social e Previdência (FACEAL),
caracterizada como uma Entidade Fechada de Previdência Complementar (EFPC), para a administração
dos programas de benefícios pós-emprego, relativos a complementações previdenciárias.
A Companhia tem planos de benefício definido e, também, de contribuição definida. Um plano de
contribuição definida é um plano de pensão segundo o qual a Companhia faz contribuições fixas a
entidade separada e não tem obrigações legais nem construtivas de fazer contribuições se o fundo não
tiver ativos suficientes para pagar a todos os empregados os benefícios relacionados com o serviço do
empregado no período corrente e anterior. Um plano de benefício definido é diferente de um plano de
contribuição definida. Em geral, os planos de benefício definido estabelecem um valor de benefício de
aposentadoria que um empregado receberá em sua aposentadoria, normalmente dependente de um ou
mais fatores como idade, tempo de serviço e remuneração.
Neste regime, as contribuições destinam-se à cobertura dos benefícios a serem pagos aos participantes,
acumulados desde a data da sua admissão no plano, bem como para amortização dos benefícios relativos
ao tempo anterior de serviço.
Os benefícios previdenciários concedidos pela FACEAL são:






Suplementação
Suplementação
Suplementação
Suplementação
Suplementação
Suplementação
de
de
de
de
de
de
aposentadoria por invalidez
aposentadoria por tempo de serviço
aposentadoria por idade
pensão por morte
aposentadoria especial e de ex-combatente
abono anual
Esses benefícios são garantidos através de dois planos: o primeiro, mais antigo, tem a característica de
Plano de Benefício Definido – BD, que garante renda vitalícia aos beneficiários. O outro, com a
característica de Plano de Contribuição Definida – CD, implantado a partir de 2008, garante rendas por
prazos definidos de acordo com a capitalização ocorrida no período de atividade.
Quanto ao programa diretamente gerenciado pela Companhia em benefício de antigos empregados não
beneficiários da FACEAL, há a concessão de um pecúlio por morte e a cobertura de gastos com
assistência médica, envolvendo uma população fechada.
O passivo reconhecido no balanço patrimonial com relação aos planos de pensão de benefício definido é o
valor presente da obrigação de benefício definido na data do balanço, menos o valor justo dos ativos do
plano, com os ajustes de custos de serviços passados não reconhecidos. A obrigação de benefício definido
é calculada anualmente por atuários independentes, usando o método da unidade de crédito projetada. O
valor presente da obrigação de benefício definido é determinado mediante o desconto das saídas futuras
estimadas de caixa, usando taxas de juros condizentes com os rendimentos de mercado, as quais são
denominadas na moeda em que os benefícios serão pagos e que tenham prazos de vencimento próximos
daqueles da respectiva obrigação do plano de pensão.
O método da unidade de crédito projetada considera cada período de serviço como fato gerador de uma
unidade adicional de benefício, que são acumuladas para o cômputo da obrigação final. Adicionalmente,
são utilizadas outras premissas atuariais, tais como hipóteses biológicas e econômicas e, também, dados
históricos de gastos incorridos e de contribuição dos empregados.
Os ganhos e as perdas atuariais, decorrentes de ajustes com base na experiência e nas mudanças das
premissas atuariais, são debitados ou creditados em “Outros Resultados Abrangentes” durante o período
esperado de serviço remanescente dos beneficiários.
Os custos de serviços passados são imediatamente reconhecidos no resultado, a menos que as mudanças
do plano de pensão estejam condicionadas à permanência do empregado no emprego, por um período de
tempo específico (o período no qual o direito é adquirido). Nesse caso, os custos de serviços passados
são amortizados pelo método linear durante o período em que o direito foi adquirido.
Com relação aos planos de contribuição definida, a Companhia não tem nenhuma obrigação adicional de
pagamento depois que a contribuição é efetuada. As contribuições são reconhecidas como despesa de
benefícios a empregados, quando devidas.
3.16) Participação nos lucros
319
A Companhia reconhece um passivo e uma despesa de participação nos resultados com base em acordo
de metas operacionais e financeiras previamente estabelecidas.
3.17) Capital Social
As ações ordinárias e as preferenciais são classificadas no patrimônio líquido. A Eletrobras é acionista
majoritária da Companhia.
Ações ordinárias – custos adicionais diretamente atribuíveis à emissão de ações e opções de ações são
reconhecidos como dedução do patrimônio líquido, líquido de quaisquer efeitos tributários.
Ações preferenciais não resgatáveis são classificadas no patrimônio líquido, pois incorrem dividendos
discricionários, não contém qualquer obrigação de entregar caixa ou outro ativo financeiro e não
requerem liquidação em um número variável de instrumentos patrimoniais da Companhia. Dividendos
discricionários são reconhecidos como distribuições dentro no patrimônio líquido na sua aprovação pelos
acionistas da Companhia.
Os dividendos mínimos obrigatórios conforme definido em estatuto são reconhecidos como passivo.
3.18) Resultado por ação
O lucro por ação é calculado considerando o número médio ponderado de ações ordinárias em vigor
durante o ano, de acordo com o pronunciamento CPC 41.
O resultado por ação básico é calculado por meio do resultado do exercício atribuível aos acionistas
controladores e a média ponderada das ações ordinárias e preferenciais em circulação no exercício. O
resultado por ação diluído é calculado por meio da média das ações em circulação
3.19) Adiantamento para futuro aumento de capital (AFAC)
Adiantamento de recursos recebidos do acionista controlador e destinados a capital, concedidos em
caráter irrevogável. São classificados como passivo exigível não circulante e reconhecidos inicialmente
pelo valor justo e subsequentemente atualizados pela taxa SELIC (Nota 26).
3.20) Encargos setoriais
Os encargos setoriais são definidos em legislação especifica e suas quotas são fixadas pela ANEEL.
a) Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)
Tem o objetivo de promover o desenvolvimento energético dos estados e a competitividade da energia
produzida, a partir de fontes alternativas, nas áreas atendidas pelos sistemas interligados, permitindo a
universalização do serviço de energia elétrica. Os valores a serem pagos também são definidos pela
ANEEL.
b) Programas de Eficientização Energética (PEE), Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), Fundo
Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT)
São programas de reinvestimento exigidos pela ANEEL para as distribuidoras de energia elétrica, que
estão obrigadas a destinar, anualmente, 1% de sua receita operacional líquida para aplicação nesses
programas.
c) Taxa de Fiscalização do Serviço Público de Energia Elétrica (TFSEE)
Os valores da taxa de fiscalização incidentes sobre a distribuição de energia elétrica são diferenciados e
proporcionais ao porte do serviço concedido, calculados anualmente pela ANEEL, considerando o valor
econômico agregado pelo concessionário.
320
d) Encargo do Serviço do Sistema (ESS)
Representa o custo incorrido para manter a confiabilidade e a estabilidade do Sistema Interligado
Nacional para o atendimento do consumo de energia elétrica no Brasil. Esse custo é apurado
mensalmente pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEEe é pago pelos agentes da
categoria consumo aos agentes de geração.
3.21) Imposto de renda e contribuição social
A receita de prestação de serviço de distribuição de energia elétrica está sujeita a impostos, taxas e
contribuições que são apresentados como deduções da receita bruta na demonstração do resultado. A
tributação sobre o lucro compreende o imposto de renda e a contribuição social. O imposto de renda é
computado sobre o lucro tributável na alíquota de 15%, acrescido do adicional de 10% para os lucros que
excederem R$ 240 no período de 12 meses, enquanto que contribuição social é calculada à alíquota de
9% sobre o lucro tributável reconhecido pelo regime de competência, portanto as inclusões ao lucro
contábil de despesas, temporariamente não dedutíveis, ou exclusões de receitas, temporariamente não
tributáveis, consideradas para apuração do lucro tributável corrente geram créditos ou débitos tributários
diferidos. As antecipações ou valores passíveis de compensação são demonstrados no ativo circulante ou
não circulante, de acordo com a previsão de sua realização.
3.22) Ajuste a valor presente de ativos e passivo
Os ativos e passivos monetários de longo prazo e os de curto prazo, quando o efeito é considerado
relevante em relação às demonstrações financeiras tomadas em conjunto, são ajustados pelo seu valor
presente.
3.23) Compromissos com o meio ambiente
A capitalização de gastos referentes as demandas ambientais está consubstanciada nas previsões
regulamentares do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico, em atendimento às exigências dos órgãos
públicos competentes para concessão das respectivas licenças que permitirão a execução dos projetos.
O Instituto Brasileiro do Meio Ambiente – IBAMA é o principal órgão na esfera federal e a Secretaria de
Estado do Meio Ambiente – SEDAM na esfera estadual.
Na hipótese dos gastos decorrerem de questões ambientais, sem, no entanto, estarem relacionados a
projetos de investimentos, os mesmos são apropriados ao resultado como despesa operacional.
O reconhecimento das obrigações assumidas obedece ao regime de competência, a partir do momento
em que haja a formalização do compromisso, e são quitadas em conformidade com os prazos avençados
entre as partes.
3.24) Subvenções governamentais – subvenção da tarifa aos consumidores de baixa renda
As subvenções econômicas do subsídio da baixa renda a serem ressarcidas pelo fundo da CDE,
administrado pela Eletrobras, são reconhecidas no resultado pelo regime de competência.
3.25) Reconhecimento da receita
A receita compreende o valor justo da contraprestação recebida ou a receber pela comercialização de
produtos e serviços no curso normal das atividades da Companhia. A receita é apresentada líquida dos
impostos.
a) Receita não faturada
321
Corresponde à receita de fornecimento de energia elétrica, entregue e não faturada ao consumidor, e à
receita de utilização da rede de distribuição não faturada, calculada em base estimada, referente ao
período após a medição mensal até o último dia do mês.
b) Receita de construção
A Interpretação Técnica ICPC 01 estabelece que o concessionário de energia elétrica deva registrar e
mensurar a receita dos serviços que presta de acordo com os Pronunciamentos Técnicos CPC 17 –
Contratos de Construção (serviços de construção ou melhoria) e CPC 30 – Receitas (serviços de operação
– fornecimento de energia elétrica), mesmo quando regidos por um único contrato de concessão.
A Companhia contabiliza receitas e custos relativos a serviços de construção ou melhoria da
infraestrutura utilizada na prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica. A margem de
construção adotada é estabelecida como sendo igual à zero, considerando que: (i) a atividade fim da
Companhia é a distribuição de energia elétrica; (ii) toda receita de construção está relacionada com a
construção de infraestrutura para o alcance da sua atividade fim, ou seja, a distribuição de energia
elétrica; e (iii) a Companhia terceiriza a construção da infraestrutura com partes não relacionada.
Mensalmente, a totalidade das adições efetuadas ao ativo intangível em curso é transferida para o
resultado, como custo de construção, após dedução dos recursos provenientes do ingresso de obrigações
especiais.
c) Receita financeira
A receita financeira é reconhecida conforme o prazo decorrido pelo regime de competência, usando o
método da taxa efetiva de juros. Quando uma perda (impairment) é identificada em relação a contas a
receber, a Companhia reduz o valor contábil para seu valor recuperável, que corresponde ao fluxo de
caixa futuro estimado, descontado à taxa efetiva de juros original do instrumento. Subsequentemente, à
medida que o tempo passa, os juros são incorporados às contas a receber, em contrapartida de receita
financeira. Essa receita financeira é calculada pela mesma taxa efetiva de juros utilizada para apurar o
valor recuperável, ou seja, a taxa original do instrumento.
3.26)
Demonstrações dos fluxos de caixa
As demonstrações dos fluxos de caixa foram preparadas e estão apresentadas de acordo com o
pronunciamento CPC 03 - Demonstração dos Fluxos de Caixa.
3.27) Demonstrações do valor adicionado (DVA)
A Companhia elaborou demonstrações do valor adicionado (DVA) nos termos do pronunciamento técnico
CPC 09 – Demonstração do Valor Adicionado, as quais são apresentadas como parte integrante das
demonstrações financeiras conforme BRGAAP aplicável as companhias abertas, enquanto para as IRFS
representam informação financeira adicional.
3.28) Normas novas, alterações e interpretações de normas que ainda não estão em vigor

IFRS 9 - Instrumentos Financeiros
Publicada em julho de 2014, substitui as orientações na IAS 39 – Instrumentos Financeiros:
Reconhecimento e Mensuração. A IFRS9inclui orientação revista sobre a classificação e mensuração de
instrumentos financeiros, e novos requisitos sobre a contabilização de hedge. É efetiva para os exercícios
iniciados em ou após 1º de janeiro de 2018, com adoção antecipada permitida.

IFRS 15 – Receita de Contratos com Clientes
A IFRS 15 exige uma entidade a reconhecer o montante da receita refletindo a contraprestação que elas
esperam recebem em troca do controle desses bens ou serviços. A nova norma vai substituir a maior
322
parte da orientação detalhada sobre o reconhecimento de receita que existe atualmente em IFRS e
U.S.GAAB quando a nova norma for adotada. A nova norma é aplicável a partir de ou após 1º de janeiro
de 2017, com adoção antecipada permitida pela IFRS. A Companhia ainda não escolheu o método de
transição para a nova norma nem determinou os efeitos da nova norma nos relatórios financeiros atuais.
Adicionalmente, não se espera que as seguintes novas normas ou modificações possam ter um impacto
significativo nas demonstrações financeiras da Companhia:
 IFRS 14- Contas Regulatórias de Diferimento
 Esclarecimento sobre Métodos Aceitáveis de Depreciação e Amortização (Alterações da IAS 16 e IAS
38)
 Melhorias anuais das IFRSs de 2010-2012
 Melhorias anuais das IFRSs de 2011-2013
O Comitê de Pronunciamentos Contábeis ainda não emitiu pronunciamento contábil ou alteração nos
pronunciamentos vigentes correspondentes as estas normas. Adoção antecipada não é permitida.
3.29) Imposto Regime Tributário de Transição – RTT
No dia 11de novembro de 2013 foi publicada a Medida Provisória (MP) nº 627 que revoga o Regime
Tributário de Transição (RTT) e traz outras providências, dentre elas: (i) alterações no Decreto-Lei nº
1.598/77 que trata do imposto de renda das pessoas jurídicas, bem como altera a legislação pertinente à
contribuição social sobre o lucro líquido; (ii) estabelece que a modificação ou a adoção de métodos e
critérios contábeis, por meio de atos administrativos emitidos com base em competência atribuída em lei
comercial, que sejam posteriores à publicação desta MP, não terá implicação na apuração dos tributos
federais até que lei tributária regule a matéria; (iii) inclui tratamento específico sobre potencial tributação
de lucros ou dividendos; (iv) inclui disposições sobre o cálculo de juros sobre capital próprio; e inclui
considerações sobre investimentos avaliados pelo método de equivalência patrimonial.
Em maio de 2014 esta medida provisória foi convertida na Lei 12.973, com alterações em alguns
dispositivos, principalmente no tratamento de dividendos, dos juros sobre o capital próprio e da avaliação
de investimentos pelo valor de patrimônio líquido. Estabeleceu ainda a não incidência tributária de forma
incondicional para os lucros e dividendos calculados com base nos resultados apurados entre 01 de
janeiro de 2008 a 31 de dezembro de 2013. A Companhia decidiu não optar pela aplicação no exercício
de 2014.
3.30)
Ambiente Regulatório
Como concessionária do serviço público de distribuição de energia elétrica, a Companhia está sujeita às
exigências estabelecidas em seu contrato de concessão e às normas definidas pela ANEEL.
Ao passo que o ano de 2013 foi marcado pela redução de tarifa em função da Lei nº 12.783 de
11.01.2013, o ano de 2014 foi marcado pelo grande aumento no preço de compra da energia adquirida
para revenda.
Com pouca água nos reservatórios das hidrelétricas, as distribuidoras tiveram que recorrer às usinas
termelétricas, que produzem energia mais cara, o que consequentemente impacta na tarifa final cobrada
do consumidor.
As distribuidoras, desde 2013, enfrentam significativas dificuldades para cumprirem suas obrigações,
dispostas especialmente na Lei nº 10.848/2004 e no Decreto nº 5.163/2004, de contratar o montante de
energia elétrica necessário para garantir o atendimento à totalidade de seus respectivos mercados
consumidores.
Tais dificuldades têm como origem eventos aos quais as referidas concessionárias não deram causa,
alheios à sua gestão, tais como:
a) Redução compulsória de Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado
(“CCEARs”) celebrados entre geradoras e distribuidoras, determinada pela Lei nº 12.783, de
11.01.2013 (“Lei nº 12.783/2013”);
323
b) A insuficiência das cotas de garantia física alocadas às distribuidoras, causada pela adesão de apenas
parte das geradoras às condições de prorrogação de concessões determinadas pela Lei nº
12.783/2013;
c)
Transferência para as distribuidoras do risco hidrológico, ou seja, dos efeitos no mercado de curto
prazo em decorrência de geração hidrelétrica equivalente de energia abaixo dos montantes
contratuais, com a nova modalidade de contratos de cotas instituída pela Lei 12.783/2013;
d) Cancelamento ou insuficiência de oferta em leilões de energia existente nos anos de 2012, 2013 e
2014; e
e) Postergação da entrada em operação comercial de usinas hidrelétricas (p.ex., UHE Jirau e UHE Santo
Antonio).
O Governo Federal, através do Decreto nº 7.945/13, definiu o repasse de recursos da Conta de
Desenvolvimento Energético – CDE para cobrir os custos decorrentes do despacho das usinas
termelétricas e da exposição involuntária das distribuidoras ao mercado atacadista de energia.
Em 07 de março de 2014, foi publicado o Decreto nº 8.203/14, de forma a incluir a neutralização da
exposição involuntária das concessionárias de distribuição no mercado de curto prazo, para a
competência de janeiro de 2014, decorrente da compra frustrada no leilão de energia proveniente de
empreendimentos existentes realizado em dezembro de 2013.
Através do Decreto nº 8.221/2014 de 02 de abril de 2014, foi instituída a Conta no Ambiente de
Contratação Regulada – Conta ACR, destinada a cobrir, total ou parcialmente as despesas incorridas
pelas concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica decorrente de Exposição
involuntária no mercado de curto prazo e Despacho de usinas termelétricas vinculadas a Contratos de
Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR, na modalidade por disponibilidade
de energia elétrica. O Decreto define que Caberá à CCEE contratar as operações de crédito destinadas à
cobertura prevista no caput e gerir a CONTA-ACR, assegurado o repasse dos custos incorridos nas
operações à Conta de Desenvolvimento Energético – CDE.
A Resolução Normativa ANEEL nº 612, de 16 de abril de 2014, dispõe sobre a obrigação da CCEE de
contratar banco gestor e agente fiduciário para proceder às movimentações financeiras vinculadas a
conta ACR. Foram firmados dois contratos de financiamentos:
 Em 02 de abril de 2014 com diversas instituições financeiras com limite total de R$ 11,2 bilhões, com
taxa CDE + 1,9% ao ano e período de pagamento: de 15 de novembro de 2015 a 15 de outubro de
2017;
 Em 15 de agosto de 2014 com diversas instituições financeiras no valor de R$ 6,6 bilhões, com as
mesmas condições do contrato anterior.
Reajuste Tarifário
Os contratos de concessão firmados entre as distribuidoras de energia elétrica e a União, por intermédio
da ANEEL, estabelecem que anualmente deve ocorrer uma atualização do valor da energia paga pelo
consumidor. Essa atualização, em função da metodologia estabelecida pela ANEEL, pode ser positiva ou
negativa e ocorre anualmente, na data de aniversária da distribuidora.
Segundo o contrato de concessão, a receita da concessionária é dividida em duas parcelas: A e B. Na
parcela A, responsável por cerca de 70% do valor da tarifa, são relacionados os custos considerados não
gerenciáveis pela distribuidora, ou seja, custos que independem de controle direto da Empresa, tais como
a energia comprada para revenda aos consumidores e os encargos e tributos legalmente fixados.
Na parcela B, que representa cerca de 30% do valor da tarifa, são computados os custos chamados de
gerenciáveis. São aqueles que a concessionária tem controle direto e plena capacidade de administrá-los,
tais como custos de pessoal, custos de material e outras atividades vinculadas diretamente à operação e
manutenção dos serviços de distribuição, custos de depreciação e a remuneração dos investimentos
realizados pela Empresa para o atendimento do serviço.
324
No ano de 2014 ocorreu o Reajuste Tarifário Anual. O índice de reajuste para aplicação no período de 27
de agosto de 2014 a 26 de julho de 2015 foi publicado na Resolução Homologatória da ANEEL nº 1.782,
de 26 de agosto de 2014, com efeito médio de 32,36%.
4. JULGAMENTOS, ESTIMATIVAS E PREMISSAS CONTÁBEIS SIGNIFICATIVAS
A preparação das demonstrações financeiras da Companhia requer que a Administração faça julgamentos
e estimativas e adote premissas que afetam os valores apresentados de receitas, despesas, ativos e
passivos, bem como as divulgações de passivos contingentes, na database das demonstrações
financeiras. Contudo, a incerteza relativa a essas premissas e estimativas poderia levar a resultados que
requeiram um ajuste significativo ao valor contábil do ativo ou passivo afetado em períodos futuros.
As principais premissas relativas a fontes de incerteza nas estimativas futuras e outras importantes
fontes de incerteza em estimativas na data do balanço, envolvendo risco significativo de causar um
ajuste significativo no valor contábil dos ativos e passivos no próximo exercício financeiro, são discutidas
a seguir:
a) Perda por redução ao valor recuperável de ativos não financeiros
Uma perda por redução ao valor recuperável existe quando o valor contábil de um ativo ou unidade
geradora de caixa excede o seu valor recuperável, o qual é o maior entre o valor justo menos custos de
venda e o valor em uso. O cálculo do valor em uso é baseado no modelo de fluxo de caixa descontado.
Os fluxos de caixa derivam do orçamento para os próximos cinco anos e não incluem atividades de
reorganização com as quais a Companhia ainda não tenha se comprometido ou investimentos futuros
significativos que melhorarão a base de ativos da unidade geradora de caixa objeto de teste. O valor
recuperável é sensível à taxa de desconto utilizada no método de fluxo de caixa descontado, bem como
aos recebimentos de caixa futuros esperados e à taxa de crescimento utilizada para fins de extrapolação.
b) Provisões para riscos tributários, cíveis e trabalhistas
A Companhia reconhece provisão para causas tributárias, cíveis e trabalhistas. A avaliação da
probabilidade de perda inclui a avaliação das evidências disponíveis, a hierarquia das leis, as
jurisprudências disponíveis, as decisões mais recentes nos tribunais e sua relevância no ordenamento
jurídico, bem como a avaliação dos advogados externos. As provisões são revisadas e ajustadas para
levar em conta alterações nas circunstâncias, tais como prazo de prescrição aplicável, conclusões de
inspeções fiscais ou exposições adicionais identificadas com base em novos assuntos ou decisões de
Tribunais.
A liquidação das transações envolvendo essas estimativas poderá resultar em valores significativamente
divergentes dos registrados nas demonstrações financeiras devido às imprecisões inerentes ao processo
de sua determinação. A administração da Companhia revisa suas estimativas e premissas em bases
anuais.
c) Provisões para créditos de liquidação duvidosa
A provisão para créditos de liquidação duvidosa foi constituída de acordo com os procedimentos e
critérios definidos pela administração que inclui a análise criteriosa das faturas de energia elétrica
vencidas, para cobrir eventuais perdas na realização de valores a receber, com base em critérios
definidos pela administração da Companhia.
d) Benefícios de planos de pensão
O valor atual de obrigações de planos de pensão depende de uma série de fatores que são determinados
com base em cálculos atuariais, que utilizam uma série de premissas. Entre as premissas usadas na
determinação do custo (receita) líquido para os planos de pensão, está a taxa de desconto. Quaisquer
mudanças nessas premissas afetarão o valor contábil das obrigações dos planos de pensão.
A Companhia determina a taxa de desconto apropriada ao final de cada exercício. Esta é a taxa de juros
que deveria ser usada para determinar o valor presente de futuras saídas de caixa estimadas, que dever
325
ser necessárias para liquidar as obrigações de planos de pensão. Ao determinar a taxa de desconto
apropriada, a Companhia considera as taxas de juros de títulos privados de alta qualidade, sendo estes
mantidos na moeda em que os benefícios serão pagos e que tem prazos de vencimento próximo aos
prazos das respectivas obrigações de planos de pensão.
Outras premissas importantes para as obrigações de planos de pensão se baseiam, em parte, em
condições atuais do mercado.
e) Valor novo de reposição
Nos termos da MP nº 579 de 2012, faz-se necessário o cálculo das indenizações do valor dos
investimentos dos bens reversíveis ainda não amortizados ou não depreciados.
A Companhia procedeu ao cálculo entre o valor contabilizado e o apurado comparando-os com o valor da
Base de Remuneração Regulatória - BRR, corrigido pelo IGPM e reconhecidos no resultado do exercício
como receita.
f)
Reconhecimento dos valores a receber e obrigações da Conta de Valores “Parcela A” e
outros itens financeiros
Através do Despacho 4.621, de 25 de novembro de 2014, a ANEEL decidiu aprovar o termo aditivo dos
contratos de concessão e permissão, das companhias de distribuição de energia elétrica, com o objetivo
de eliminar eventuais incertezas, até então existentes, quanto ao reconhecimento e à realização das
diferenças temporais, cujos valores são repassados anualmente na tarifa de distribuição de energia
elétrica – Parcela A – CVA e outros componentes financeiros.
O Comitê de Pronunciamentos Contábeis emitiu a Orientação OCPC 08, cujo objetivo é tratar dos
requisitos básicos de reconhecimento, mensuração e evidenciação dos direitos ou obrigações das
concessões púbicas de distribuição de energia elétrica.
O aditamento dos contratos de concessão, nos termos tratados nesta Orientação, representa um
elemento novo que assegura, a partir da data de sua assinatura, o direito ou impõe a obrigação de a
concessionária receber ou pagar os ativos e passivos junto à contraparte - poder concedente. Esse novo
evento altera, a partir da data da assinatura do aditivo contratual, o ambiente e as condições contratuais
anteriormente existentes e extingue as incertezas quanto à capacidade de realização do ativo ou
exigibilidade do passivo. O efeito deste aditamento não têm natureza de mudança de política contábil,
mas, sim, a de uma nova situação e, consequentemente, sua aplicação deve ser prospectiva. O saldo
acumulado em 31 de dezembro de 2014, desses valores estão registrados no ativo e passivos financeiros
em contrapartida do resultado do exercício na rubrica de receita não faturada (Nota 11).
O contrato de concessão foi aditado em 10 de dezembro de 2014, para o reconhecimento dos valores
homologados e incluídos na tarifa em agosto de 2014 e os que serão liquidados no próximo reajuste
tarifário.
5. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA
2014
Fundos de caixa
Recursos em contas bancárias
Ordens de pagamento emitidas
Numerário em trânsito
Aplicação financeira
81
6.725
48
2.750
15
9.619
2013
50
11.568
257
2.942
10.829
25.646
As aplicações financeiras correspondem a operações realizadas com instituições que operam no mercado
financeiro nacional e contratadas em condições e taxas normais de mercado, tendo como característica
alta liquidez, baixo risco de crédito e com remuneração diária pela taxa extra mercado. Os recursos são
originários dos saldos disponíveis dos empréstimos contratados com a holding para o programa de
investimentos da Companhia.
326
Agente Financeiro
Referência
Vencimento
Rentabilidade média
Caixa Econômica
Extra Mercado
Disponivel
10,45
Banco do Brasil S.A.
BB Extra Mercado
Disponível
10,54
2014
2013
10.815
15
14
15
10.829
A exposição da aplicação financeira a risco de taxa de juros está divulgada na Nota 44.
6. TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS
Agente Financeiro
Caixa Econômica
Referência
Extra Mercado
Vencimento
Disponivel
Rentabilidade média
2014
10,45
2013
6.807
-
6.807
-
Estão contabilizadas as aplicações financeiras de curto prazo junto a Caixa Econômica Federal, nos
termos da legislação específica para as empresas estatais, emanada do decreto–lei nº 1.290 de 3 de
dezembro 1973, com as alterações decorrentes da Resolução nº 3.284, de 25 de maio de 2005, do Banco
Central do Brasil, que estabeleceu novos mecanismos para aplicações das empresas públicas e das
sociedades de economia mista integrantes da administração federal indireta.
As aplicações financeiras correspondem a operações realizadas com instituições que operam no mercado
financeiro nacional e contratadas em condições e taxas normais de mercado, tendo como característica
liquidez, rentabilidade diária por meio de investimentos em títulos de renda fixa, pre e pós-fixados. O
recurso dessa aplicação é utilizado como garantia em leilão de energia. A rentabilidade do BB Renda Fixa
500 no ano é de 7,2089.
7. CLIENTES
As contas a receber de consumidores estão compostas da seguinte forma:
a) Consumidores e concessionários
327
2014
Saldos Vencidos
Ativo circulante
Fornecimento Faturado
Privado
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Saldos
vincendos
Público
Poder Público
Federal
Estadual
Municipal
Serviço Público
Fornecimento não faturado
Serviço taxado
Parcelamento de débitos (6 c)
Acréscimo moratório
Energia Livre
Programa de redução do consumo de
energia elétrica
Arrecadação em classificação e outros
Encargos de uso do sistema
Até
90dias
mais de
90dias
PCLD
Total
2013
52.092
17.775
35.682
7.563
113.112
44.651
3.681
11.255
1.884
61.471
15.035
6.650
6.941
4.650
33.276
(14.449)
(11.223)
(8.415)
(6.302)
(40.389)
97.329
16.883
45.463
7.795
167.470
71.465
7.525
33.697
3.522
116.209
1.566
2.004
2.382
5.952
4.938
4.480
15.370
24.207
3.382
40.208
1.415
989
2.746
5.150
1.780
11.309
18.239
638
684
969
2.291
2.907
14.832
20.030
(828)
(803)
(1.965)
(3.596)
(2.392)
(25.833)
(31.821)
(815)
13.500
26.284
105.337
3.267
(29.077)
(98.962)
(3.267)
2.791
2.874
4.132
9.797
7.233
4.788
21.818
23.392
3.382
50.915
6.375
2.258
1.778
2.876
6.912
8.466
4.762
20.140
18.168
3.555
51.926
6.375
3.950
(3.950)
2.903
199.182
93.210
192.144
(208.281)
2.903
276.255
12.244
228.617
500
199.682
2.804
96.014
8.454
200.598
(8.454)
(216.735)
3.304
279.559
2.624
231.241
Ativo não circulante
Parcelamentos de débitos (6 c)
(-) Provisão para créditos de liquidação
duvidosa (6 b)
261.661
(64.347)
14.614
(14.614)
276.275
(78.961)
197.314
197.314
171.341
171.341
A variação positiva decorre do reajuste tarifário médio de 39,17% ocorrido a partir de 26 de agosto de
2014, com base na Resolução Homologatória da ANEEL Nº 1.782 de 26.08.2014, do aumento do
mercado cativo com 32.541* novas unidades consumidoras e de ações implementadas no combate a
inadimplência em especial cobranças judiciais e administrativa.
b) Provisão para créditos de liquidação duvidosa
Para a constituição da provisão para créditos de liquidação duvidosa, o saldo a receber dos clientes com
débitos relevantes é analisado de forma individual, considerando a experiência da administração em
relação às perdas efetivas com consumidores, a existência de garantias reais, a renegociação do débito e
à situação do devedor, se em concordata e/ou falência. Seguindo as regras da ANEEL.
Os seguintes critérios para constituição do PCLD para os débitos de baixa tensão foram adotados:
Consumidores de baixa tensão:
 Consumidores da classe residencial vencidos há mais de 90 dias;
 Consumidores da classe comercial vencidos há mais de 90 dias;
 Consumidores das classes: industrial, rural, poder público, iluminação pública e serviço público,
vencidos há mais de 90 dias. Além disso, foi constituída provisão de 100% para os consumidores
industriais que se encontram em processo de falência.
328
Consumidores de alta tensão:
Para os consumidores considerados relevantes foram provisionados todos os valores, após análise
individualizada (garantias reais, devedor costumaz, renegociação de dívida, histórico de perdas,
processos de concordata ou falência, idade de cada consumidor, etc.). Foram considerados os seguintes
critérios para constituição:

Consumidores da classe residencial vencidos há mais de 60 dias;

Consumidores da classe comercial vencidos há mais de 60 dias;

Consumidores das classes: industrial, rural, poder público, iluminação pública e serviço público,
vencidos há mais de 60 dias.
Parcelamentos:
Nos parcelamentos, a reversão do débito está sendo feita de forma gradativa até o pagamento da 3ª
parcela, assim no recebimento da 4ª parcela ocorrerá a reversão do montante ainda registrado na PCLD.
Essa é uma prática do grupo para as empresas distribuidoras, de acordo com a nota técnica sobre a
PCLD Nº 14/DF/2012.
A seguir a movimentação na provisão para créditos de liquidação duvidosa de clientes:
2014
2013
Saldo no início do exercício
Provisões constituídas
Baixa de títulos considerados incobraveis
Saldo no fim do exercício
(323.182)
(92.955)
82.464
(333.673)
(368.049)
(51.004)
95.871
(323.182)
Circulante
Consumidores
Devedores diversos (Nota 12)
(220.693)
(216.735)
(3.958)
(221.597)
(218.930)
(2.667)
Não circulante
Consumidores
Devedores diversos (Nota 12)
Outros
(112.980)
(78.961)
(29.762)
(4.257)
(333.673)
(101.585)
(96.467)
(861)
(4.257)
(323.182)
c) Parcelamentos de créditos de energia elétrica
Representam os valores resultantes da consolidação de parcelamentos de débitos de contas de
fornecimento de energia vencidos de consumidores inadimplentes e com vencimento futuro, cobrados
em contas de energia, conforme demonstrado a seguir:
329
2014
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Poder público
Iluminação pública
Serviço público
(-) PCLD
Circulante
12.968
22.331
21.587
1.695
18.841
835
1.735
79.992
(29.077)
50.915
Não
circulante
3.975
21.076
16.508
2.116
62.451
6.970
148.565
261.661
(64.347)
197.314
2013
Circulante
11.995
25.742
20.395
2.003
17.645
182
734
78.696
(26.770)
51.926
Não
circulante
2.890
24.897
20.947
2.036
64.223
1.290
137.420
253.703
(82.362)
171.341
Na classe Serviço Público constam quatro parcelamentos firmados com a Companhia de Abastecimento
D’Água e Saneamento de Alagoas – CASAL: nºs002/2004 de 9 de janeiro de 2004 com 120 parcelas,
nº 006/2008 de 28 de dezembro de 2008 com 240 parcelas, nº 02905/2012 de 6 de fevereiro de 2012
com 24 parcelas e nº 10506/2013 com 36 parcelas.
A Companhia estima a realização do parcelamento de créditos de energia elétrica da seguinte forma:
2015
2016
2017
2018
Após 2018
2014
23.216
20.001
19.361
19.046
180.037
261.661
2013
23.453
20.147
18.695
18.551
172.857
253.703
d) Encargos de uso do sistema da rede elétrica
Refere-se a receita faturada de terceiros pelo uso das linhas, redes e subestações do sistema de
distribuição
e) Energia de curto prazo
Todos os contratos de compra e venda de energia celebrados no mercado são registrados na CCEE que
contabiliza as diferenças entre os montantes de energia elétrica contratados e os montantes de geração e
de consumo efetivamente verificados e atribuídos a cada agente. As diferenças apuradas podem ser
positivas ou negativas e serão liquidadas no mercado de curto prazo e valoradas pelo PLD – Preço de
liquidação das diferenças.
8. TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS
330
2014
ICMS a recuperar
ICMS antecipado
Retenções Lei nº 10.833/03
INSS
Imposto de renda retido na fonte
Imposto de renda estimado
Contribuição social estimada
Outros
Ref.
(1)
Circulante
4.336
380
2.209
867
274
400
8.466
2013
Não
Circulante
5.997
5.997
Circulante
3.956
1.093
2.373
1.025
239
1.375
496
205
10.762
Não Circulante
5.968
5.968
Com base na Lei Complementar nº 102/2002, a Companhia vem registrando ICMS a recuperar no
Controle de Apropriação de Crédito do ICMS do Ativo Permanente - CIAP, decorrente das aquisições de
bens destinados ao ativo imobilizado, intangível. Tais créditos ficam disponíveis para serem compensados
com o pagamento de ICMS sobre o faturamento mensal na razão de 1/48 conforme determina a
legislação estadual.
Circulante
3.831
505
(380)
3.956
739
(359)
4.336
Saldo em 01 de janeiro de 2013
Movimentação
Ajuste a valor presente
Saldo em 31 de dezembro de 2013
Movimentação
Ajuste a valor presente
Não
circulante
6.079
463
(574)
5.968
577
(548)
5.997
9. DIREITO DE RESSARCIMENTO
Subvenção baixa renda
Repasse CDE descontos tarifários
Repasse conta ACR
(a)
(b)
(c)
2014
9.061
17.610
13.890
40.561
2013
6.730
1.840
8.570
a) Em cumprimento da Lei Federal nº 10.438/2002 e da Resolução ANEEL nº 246/2002, a Companhia
criou no exercício de 2003 o Programa de Tarifa Social. Este programa beneficia as famílias inscritas
no Cadastro Único do Ministério do Desenvolvimento Social e Combate à Fome que tenham renda
familiar mensal per capita de até meio salário mínimo ou até três salários mínimos quando houver,
entre seus membros, portador de doença ou patologia cujo tratamento necessite de equipamentos
que dependam do consumo de energia. Também são beneficiados os indígenas, quilombolas e
aqueles que recebem o Benefício de Prestação Continuada (BCP). Os valores das subvenções são
apurados mensalmente e após homologação pela ANEEL os recursos financeiros são liberados pela
Eletrobras. O saldo refere-se à provisão do mês de novembro(R$ 4.450 homologado pela ANEEL
através do Despacho nº4.959/2014 de 2014) e do mês de dezembro de 2014 (R$ 4.611 homologado
pela ANEEL através do Despacho nº 225 de 30.01.2015).
A composição do saldo está apresentada abaixo:
331
Valores homologados
Valores recebidos
Saldo no fim do exercício
2014
6.730
45.114
(42.783)
9.061
2013
6.128
39.405
(38.803)
6.730
b) O Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013, determinou que os recursos da CDE fossem destinados
as distribuidoras para neutralizar a exposição no mercado de curto prazo, decorrente da alocação das
cotas de garantia física de energia e de potência de que trata o art. 1º da Lei nº 12.783, de 11 de
janeiro de 2013, e da não adesão à prorrogação de concessões de geração de energia elétrica; e para
cobrir o custo adicional decorrente do despacho de usinas termelétricas acionadas em razão de
segurança energética, conforme decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico. O montante
mensal dos recursos são homologados pela ANEEL e repassados pela Eletrobras, considerando o
resultado do processo de contabilização, no âmbito da CCEE, a partir das operações de janeiro de
2013. O saldo refere-se aos meses de maio a dezembro de 2014;
c)
O Decreto nº 8.221/2014, de 1º de abril de 2014, regulamentada pela Resolução Normativa ANEEL
nº 612/2014, de 16 de abril de 2014, estabeleceu a criação da Conta no Ambiente de Contratação
Regulada- Conta -ACR, que tem como finalidade cobrir total ou parcialmente, as despesas incorridas
pelas concessionárias do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica do período de fevereiro a
dezembro de 2014, em decorrência da Exposição Involuntária no mercado de curto prazo, e
Despacho de usinas termelétricas vinculadas a contratos de comercialização de Energia no Ambiente
Regulado – CCEAR.
10. ALMOXARIFADO
O valor corresponde aos materiais em depósito, disponíveis para operação, manutenção e investimentos.
O almoxarifado é demonstrado ao custo ou ao valor líquido de realização, dos dois o menor. O método de
avaliação do almoxarifado é o da média ponderada móvel. O valor líquido de realização é o preço de
venda estimado no curso normal dos negócios, menos os custos estimados de conclusão e os custos
estimados necessários para efetuar a venda.
Estão classificados neste grupo os materiais e equipamentos em almoxarifado.
Almoxarifado
Destinados a alienação
Emprestados
Resíduos e sucatas
(-) Provisão para perdas em
estoque
2014
4.627
94
824
418
2013
4.035
181
824
418
(418)
(418)
5.545
5.040
11. SERVIÇOS EM CURSO
P&D - Pesquisa e desenvolvimento
PEE - Programa de eficiência energética
Outros
2014
14.561
13.063
714
28.338
2013
11.227
12.217
554
23.998
Nesta rubrica estão contabilizados os gastos realizados com pesquisas e desenvolvimento e eficiência
energética, enquanto os projetos não são encerrados.
A variação refere-se a gastos com os programa P&D: nas áreas de meio ambiente; eficiência energética e
Demand Response; redes inteligentes; planejamento; operação; supervisão; controle e proteção;
qualidade e confiabilidade dos serviços de energia elétrica; medição, faturamento e combate as perdas
332
comerciais, e no programa de eficiência energética: programas voltados para conscientização, uso
racional da energia elétrica e substituição de equipamentos ineficentes uitilizados pela população,
obedecendo à tipologia residencial baixa renda e educacional do programa de eficiência energética da
ANEEL.
12. ATIVOS E PASSIVOSFINANCEIROS
1) Reconhecimento dos valores a receber e obrigações de parcela A e outros itens financeiros
Em 25 de novembro de 2014, a ANEEL decidiu aditar os contratos de concessão e permissão, das
companhias de distribuição de energia elétrica brasileiras, com vistas a eliminar eventuais incertezas, até
então existentes, quanto ao reconhecimento e à realização das diferenças temporais, cujos valores são
repassados anualmente na tarifa de distribuição de energia elétrica – Parcela A (CVA) e outros
componentes financeiros. No termo de aditivo emitido pela ANEEL, o órgão regulador garante que os
valores de CVA e outros componentes financeiros serão incorporados no cálculo da indenização, quando
da extinção da concessão.
Como consequência, foi emitido pelo CPC a Orientação Técnica – OCPC08 ("OCPC08") que teve por
objetivo tratar dos requisitos básicos de reconhecimento, mensuração e evidenciação destes ativos ou
passivos financeiros que passam a ter a característica de direito (ou obrigação) incondicional de receber
(ou entregar) caixa ou outro instrumento financeiro a uma contraparte claramente identificada.
De acordo com a OCPC 08, o aditamento aos Contratos de Concessão, representou um elemento novo
que assegura, a partir da data de sua assinatura, o direito ou impõe a obrigação de o concessionário
receber ou pagar os ativos e passivos junto à contraparte – Poder Concedente. Esse novo evento altera,
a partir dessa data, o ambiente e as condições contratuais anteriormente existentes e extingue as
incertezas quanto à capacidade de realização do ativo ou exigibilidade do passivo. São condições, assim,
que diferem em essência das que ocorriam anteriormente.
Os efeitos do aditamento dos contratos de concessão e permissão não têm natureza de mudança de
política contábil, mas, sim, a de uma nova situação e, consequentemente, sua aplicação será prospectiva.
Portanto, o registro dos valores a receber e/ouobrigaçõesfoi efetuado em contas de ativo ou passivo
financeiro, conforme o caso, em contrapartida ao resultado do exercício (receita de venda de bens e
serviços).

Valores a receber de Parcela A e outros itens financeiros
Trata-se dos valores a receber de Parcela A e outros itens financeiros no cálculo da indenização, quando
da extinção da concessão ou recuperado no próximo reajuste tarifário em agosto 2015.O referido evento
demanda o reconhecimento do saldo de quaisquer diferenças de Parcela A e outros componentes
financeiros ainda não recuperados ou liquidados. O termo aditivo ao contrato de concessão nº 007/2001,
processo nº 48500.0056306/2014-05, foi publicado no Diário Oficial da União no dia 22 de dezembro de
2014.
333
2014
ATIVO CIRCULANTE
Parcela A - CVA
Outros itens financeiros
(a)
(b)
ATIVO NÃO CIRCULANTE
Parcela A - CVA
(a)
TOTAL DO ATIVO
PASSIVO CIRCULANTE
Parcela A - CVA
Outros itens financeiros
PASSIVO NÃO CIRCULANTE
Parcela A - CVA
TOTAL DO PASSIVO
Total dos valores líquidos a receber de Parcela A
e outros itens financeiros
57.616
15.622
73.238
111.736
111.736
111.736
184.974
(2.258)
(3.680)
(5.938)
(5.673)
(5.673)
(11.611)
173.363
(a) CVA
A Portaria Interministerial dos Ministros de Estado da Fazenda e de Minas e Energia nº 25, de 24 de
janeiro de 2002, estabeleceu a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela A” CVA, com o propósito de registrar as variações de custos, negativas ou positivas, ocorridas no período
entre reajustes tarifários anuais, relativos aos itens previstos nos contratos de concessão de distribuição
de energia elétrica.
Estas variações são apuradas por meio da diferença entre os gastos efetivamente incorridos e os gastos
estimados no momento da constituição da tarifa nos reajustes tarifários anuais. Os valores considerados
na CVA são atualizados monetariamente com base na taxa SELIC.
Circulante – Os montantes registrados no circulante (ativo e passivo) referem-se aos valores já
homologados pela ANEEL quando do reajuste tarifário concluído em agosto de 2014(Resolução
Homologatória nº 1.782, de 26 de agosto de 2014);
Não Circulante –representam uma estimativa da formação da CVA a ser homologada no próximo reajuste
tarifário (agosto de 2015).
(b) Itens financeiros (textos da nota técnica nº 282/2014-SER/ANEEL, 19/08/2014)
Efeitos do Despacho ANEEL nº 4.225/2013
Em cumprimento ao disposto nos incisos (ii) e (v) do Despacho Aneel nº 4.225, de 10 de dezembro de
2013, foi recalculada a CVAenergia do último processo tarifário de modo a considerar o Fator K vertical
único para todos os contratos de compra de energia a partir de janeiro de 2013.
334
Ajuste financeiro CUSD
Em cumprimento ao disposto no artigo 7º da Portaria Interministerial nº 25/2002, ajustou-se
financeiramente os custos decorrentes dos contratos de uso do Sistema de Distribuição firmado com a
CELPE.
Diferencial Eletronuclear Lei nº 12111/2009
É a diferença entre a tarifa praticada e a de referência entre FURNAS e ELETRONUCLEAR, conforme
determina a lei nº 12.111/2009.
Exposição CCEAR entre submercados
Refere-se a rateio dos riscos financeiros decorrente de diferenças de preços entre submercados,
conforme artigo 28 do Decreto nº 5.163/2004. O valor refere-se a exposição líquida do perído de janeiro
a dezembro de 2013.
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
Reconhecimento dos valores pagos do período de agosto de a 2013 a julho de 2014.
Neutralidade – Encargos setoriais
Refere-se ao cálculo das diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos
setoriais no período de referência e os respectivos valores contemplados no processo anterior.
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN nº 255/2007
De acordo com os critérios definidos no Despacho nº 4.225/2013, foi calculada para a Companhia, em
relação ao ano civil de 2013, exposição ao mercado de curto prazo de energia, que refere-e a exposição
involuntária e, portanto, não se aplica ao limite do Preço de Referência – VR.
Repasse de compensação DIC/FIC
Refere-se a valores decorrentes do repasse aos consumidores da compensação financeira referente a
violação dos limites de continuidade dos pontos de conexão dos acessos de distribuidoras a outras
distribuidoras, conforme Módulo 8 do PRODIST.
Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação de energia
Reversão da previsão contemplada no processo tarifário de 2013, atualizada pelo IPCA.
(c) valores tarifários não gerenciáveis a compensar da parcela “A”- racionamento
A Resolução ANEEL nº 90, de 18/02/2002, definiu os item da parcela “A”, referente ao período
compreendido entre 1º de janeiro e 25/10/2001, bem como a forma de remuneração econômica,
mediante a incorporação dos efeitos financeiros, e o período para a recuperação tarifaria. Estes valores
foram homologados com base na Resolução n º 482, de 29/08/2002, os quais serão recuperados por
meio de adicional tarifário nas contas faturadas, sendo 2,9% para consumidores da classe residencial
(exceto subclasse baixa renda), iluminação pública e rural, e de 7,9% para as demais classes
consumidoras, contados a partir de 27/12/2001, após a conclusão da RTE. Mediante Resolução nº 001,
de 12/01/2004, foi excluído o prazo máximo de recuperação dos valores financeiros de itens da parcela
“A”.
Os valores residuais líquidos registrados como valores a receber de Parcela A e outros itens financeiros
apresentaram a movimentação no exercício de 2014 conforme abaixo:
335
(-) (Perdas) /ganhos
34.934
223.851
(85.422)
(-) Realizado
Saldo a realizar em 31 de dezembro de 2014
173.363
2) Concessões de serviço público
O contrato de concessão de Serviços Públicos de Energia Elétrica nº07/2001, de 15 de julho de 2001,
celebrado entre a União (Poder Concedente – Outorgante) e a Companhia (Concessionário – Operador)
regulamentam a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica pela Companhia.
Ao final da concessão os ativos vinculados à infra-estrutura devem ser revertidos ao Poder Concedente
mediante pagamento de uma indenização. Essa indenização refere-se ao ativo financeiro a receber pela
Companhia no âmbito da concessão, decorrente da aplicação do modelo financeiro.
Com base nas características estabelecidas no contrato de concessão de distribuição de energia elétrica
da Companhia, a Administração entende que estão atendidas as condições para a aplicação da
Interpretação Técnica ICPC 01 – Contratos de Concessão, a qual fornece orientações sobre a
contabilização de concessões de serviços públicos a operadores privados, de forma a refletir o negócio de
distribuição elétrica, abrangendo:
(a)
Parcela estimada dos investimentos realizados e não amortizados ou depreciados até o final da
concessão classificada como um ativo financeiro por ser um direito incondicional de receber caixa
ou outro ativo financeiro diretamente do poder concedente; e
(b)
Parcela remanescente à determinação do ativo financeiro (valor residual) será classificada como
um ativo intangível em virtude de a sua recuperação estar condicionada à utilização do serviço
público, neste caso, do consumo de energia pelos consumidores.
A infraestrutura recebida ou construída da atividade de distribuição é recuperada através de dois fluxos
de caixa, a saber: (a) parte através do consumo de energia efetuado pelos consumidores (emissão do
faturamento mensal da medição de energia consumida/vendida) durante o prazo da concessão; e (b)
parte como indenização dos bens reversíveis no final do prazo da concessão, esta a ser recebida
diretamente do Poder Concedente ou para quem ele delegar essa tarefa.
Essa indenização será efetuada com base nas parcelas dos investimentos vinculados a bens reversíveis,
ainda não amortizados ou depreciados, que tenham sido realizados com o objetivo de garantir a
continuidade e atualidade do serviço concedido. De acordo com a Lei nº 12.783/2013, o cálculo utilizou
como base a metodologia do valor novo de reposição.
O cálculo do valor novo de reposição levou em consideração os bens do ativo financeiro em serviço,
passivos de remuneração com data base em 31 de dezembro de 2014.
336
Valor
histórico
Saldo em 01.01.2013
Adições
Valor novo de reposição
Reclassificação
Transferências
Baixas
Saldo em 31.12.2013
Adições
Valor novo de reposição
Reclassificação
Transferências
Baixas
Saldo em 31.12.2014
Em serviço
Obrigações
especiais
Valor
líquido
584.384
(227.617)
356.767
23.714
13.436
62.723
(6.481)
677.776
(8.858)
(16.275)
11.610
(241.140)
23.714
4.578
46.448
5.129
436.636
(13.960)
2.726
35.378
(514)
701.406
1.186
(4.893)
1.014
(243.833)
(13.960)
3.912
30.485
500
457.573
Valor
histórico
Em curso
Obrigações
especiais
Valor
líquido
115.169
110.101
(22.198)
(12.311)
92.971
97.790
7.982
16.275
(1.079)
(62.723)
6.903
(46.448)
249.527
80.795
(98.311)
(725)
151.216
80.070
12.127
(35.378)
307.071
(768)
4.893
(94.911)
Total
449.738
97.790
23.714
11.481
5.129
587.852
80.070
(13.960)
15.271
11.359
(30.485)
500
669.733
212.160
(*) As reclassificações entre os grupos financeiro, intangível e imobilizados ocorreram em função da
implantação da Resolução ANEEL nº 367/2009 e mudança das taxas de depreciação.
13. OUTROS
31.12.2014
Serviços prestados a terceiros
Empréstimos CEAL/SEINFRA
Rendas a receber
COSIP
Proinfa
Ação CEAL x CODEVASF x CHESF
Outros
(-) PCLD
(a)
(b)
(d)
(f)
Circulante
2.418
4.480
16.832
1.520
4.999
30.249
(3.958)
26.291
31.12.2013
Não
Circulante
3.388
25.513
1.425
30.326
(29.762)
564
Circulante
1.555
4.706
9.901
1.665
2.218
20.045
(2.667)
17.378
Não
Circulante
3.385
1.424
4.809
(861)
3.948
a) Rendas a receber refere-se a valores a receber em decorrência do uso mútuo de postes pelas
empresas de telefonia e internet;
b) Contribuição para custeio do serviço de iluminação pública – COSIP – são valores faturados do
serviço de iluminação pública;
c)
Proinfa – refere-se ao pagamento antecipado da quota de janeiro de 2015, fixada pela Resolução
Homologatória nº 1.833, de 02 de dezembro de 2014. Será transferido para despesas de operações
com energia elétrica em janeiro de 2015;
d) Ação CEAL X CODEVASF X CHESF
337
Em 1997 a Codevasf propôs ação cautelar visando à que a CHESF fosse compelida, na condição de
devedora de tarifas de energia elétrica, ao cumprimento integral dos termos do Convêncio nº 0-34/83-I,
impedindo que as concessionárias CEAL e ENERGIPE efetuassem cortes de fornecimento, nas respectivas
áreas de atuação e competência.
Em 02/02/2005 foi proferida decisão judicial no seguinte sentido: “Em face do exposto, determino que
não haja interrupção do fornecimento de energia elétrica aos projetos CODEVASF, podendo as empresa
concessionárias deduzirem o respectivo valor das contas, a partir do próximo vencimento, dos valores
referentes ao pagamento de energia que adquirem à CHESF, ficando esclarecido que tal determinação
somente se aplica às contas vincendas”.
Durante o período de 15/07/2006 a 15/10/2008, a Companhia passou a proceder as deduções do seu
crédito junto à CODEVASF dos valores devidos à CHESF.
Em 05/11/2008, foi proferida a sentença do processo judicial, no qual ficou consignado que, a partir da
data de sua publicação, as faturas vincendas emitidas em desfavor da CODEVASF não deveriam mais ser
compensadas nos débitos existentes junto à CHESF.
O Tribunal Regional Federal da 5ª Região, em 12/09/2011 proferiu acórdão mantendo a sentença de
primeiro grau em todos os seus termos.
O processo encontra-se aguardando julgamento de Recurso Especial no Superior Tribunal de Justiça, não
havendo, até o momento qualquer decisão por parte do citado Tribunal.
A legalidade das compensações realizadas é evidente, conforme teor da sentença, em especial, o
seguinte trecho: “Os valores efetivamente compensados a partir da referida autorização de fls.
1196/1197 deverão ser devidamente apurados na fase de liquidação e deduzidos do valores devido pela
CHESF à CODEVASF”.
Em virtude da CHESF não ter aceito a compensação por tratar-se de liminar e o processo ainda estar em
andamento, procedeu em setembro de 2014 o reconhecimento contábil de R$ 25.122 (atualizado em
2014 para R$ 25.513) a receber da CODEVASF, valor esse constante na PCLD, e o reconhecimento do
mesmo valor no passivo não circulante em contratapartida CHESF.
14. CAUÇÕES E DEPÓSITOS VINCULADOS
Cauções de depósitos vinculados - CCEE (a)
Depósitos vinculados a lítigios
(b)
2014
6.031
33.569
39.600
2013
6.264
34.588
40.852
a) Refere-se a depósito de garantia numa conta a disposição da CCEE para liquidação da energia
consumida no mês anterior e garantir o pagamento do mês subsequente no âmbito da CCEE. Em
função da mudança nas regras de liquidação da CCEE, os depósitos de garantia estão sendo
realizados no mês da liquidação. Anteriormente, a garantia era de 2 (dois) meses;
b) Refere-se a depósitos judiciais e bloqueios de processos da Justiça do Trabalho, da Justiça Civil e
da ANEEL.
15. INTANGÍVEL
Com a adoção da ICPC 01, os ativos fixos tangíveis das concessões foram reclassificados para a rubrica
de intangíveis das concessões – ICPC 01.
Este grupo é formado por intangível – Concessão que corresponde ao direito de uso da concessão (bens
do Imobilizado os quais foram bifurcados), conforme demonstrado a seguir:
338
Em serviço
Custo
Em Serviço
Direito uso da concessão
Em Curso
Direito uso da concessão
Amortização
Obrigações
Especiais
2014
2013
430.195
(410.411)
(6.149)
13.635
39.999
430.195
(410.411)
(6.149)
13.635
3.810
43.809
A movimentação do intangível está demonstrada a seguir:
2013
Em serviço
Ativo Intangível
Amortização acumulada
Obrigações especiais
Amortização das
obrigações especiais
Em curso
Ativo Intangível
Obrigações especiais
Adições
Reclassificação (*)
Baixas
428.786
(371.652)
(70.466)
-
(64)
209
76
53.330
39.998
-
221
(3.833)
-
(13.440)
513
(12.927)
(16.760)
4.602
(791)
3.811
43.809
13.212
(90)
13.122
13.122
221
Transferências
(2.902)
(931)
4.374
(368)
4.006
(4.374)
368
(4.006)
(- ) Amortização
2014
(38.968)
-
391.226
(371.443)
(71.689)
12.211
(26.757)
65.541
13.635
(26.757)
13.635
(*) As reclassificações entre os grupos financeiro, intangível e imobilizados ocorreram em função da
implantação da Resolução ANEEL nº 367/2009 e mudança das taxas de depreciação.
Os critérios utilizados para amortização do ativo intangível preveem de forma estimada o período da vida
útil de cada bem contido na infraestrutura de distribuição. Assim, esses bens são amortizados
individualmente, respeitando a vida útil de cada um deles, limitada ao prazo de vencimento da
concessão.
O valor residual de cada bem que ultrapassa o prazo do vencimento da concessão está alocado como
ativo financeiro de indenização.
O detalhamento da rubrica de direito e uso de concessão está demonstrada a seguir:
Intangível em serviço
(-) Amortização
(-) Obrigações especiais
Amortização das obrigações especiais
Intangível em curso
(-) Obrigações especiais
Total
2014
430.195
(410.411)
(71.690)
65.541
13.635
13.635
2013
428.786
(371.652)
(70.467)
53.331
39.998
4.603
(792)
3.811
43.809
O valor residual de cada bem que ultrapassa o prazo do vencimento da concessão está alocado como
ativo financeiro de indenização.
Obrigações vinculadas à concessão do Serviço Público de Energia Elétrica
As obrigações especiais (não remuneradas) representam as contribuições da União, dos Estados, dos
Municípios e dos Consumidores, bem como as doações não condicionadas a qualquer retorno em favor do
339
doador e as subvenções destinadas a investimentos na concessão do serviço público de energia elétrica
na atividade de distribuição.
Estão sendo amortizadas às mesmas taxas de amortização dos bens que compõem a infra-estrutura,
usando-se uma taxa média, a partir do segundo ciclo de revisão tarifária periódica.
Provisão do valor de recuperação dos ativos (impairment)
A Companhia avaliou o valor de recuperação dos seus ativos com base no valor presente do fluxo de
caixa futuro estimado.
Os valores alocados às premissas representam a avaliação da administração sobre as tendências futuras
do setor elétrico e são baseadas tanto em fontes externas de informações como dados históricos.
O fluxo de caixa foi projetado com base no resultado operacional e projeções da Companhia até o
término da concessão, tendo como principais premissas:
 Crescimento orgânico compatível com os dados históricos e perspectivas de crescimento da economia
brasileira; e
 Taxa média de desconto obtida através de metodologia usualmente aplicada pelo mercado, levando
em consideração o custo médio ponderado de capital.
16. IMOBILIZADO
2014
Valor histórico
Em serviç o
Intangível
Edific aç ões, obras c ivis e benfeitorias
Máquinas e equipamentos
Veíc ulos
Móveis e utensílios
Terrenos
Em c urso
Intangível
Edific aç ões
Máquinas e equipamentos
Veíc ulos
Móveis e utensílios
13.345
6.754
11.460
8.213
7.689
527
47.988
4.465
239
363
5.067
53.055
Depreciação
(5.312)
(5.423)
(7.435)
(5.769)
(5.418)
(29.357)
(29.357)
Valor
líquido
2013
8.033
1.331
4.025
2.444
2.271
527
18.631
7.720
1.555
5.060
3.018
2.502
527
20.382
4.465
239
363
5.067
23.698
347
3.259
88
12
3.706
24.088
% Taxas de
depreciação
20,00
2,66
3,97
14,29
6,25
A movimentação do imobilizado está demonstrada a seguir:
340
Em serviço
45.877
Saldo em 01 de janeiro de 2013
Adições
Reclassificação
Baixa
Transferência
Depreciação
2.958
(5.991)
1.437
44.281
Adições
Reclassificação
Baixa
Transferência
Depreciação
2013
Em serviço
(-) Depreciação acumulada
Em curso
(-) Depreciação
acumulada
(21.675)
3.680
(5.904)
(23.899)
177
3.530
47.988
Adição
Em curso
2.537
Baixas
-
-
3.530
(23.899)
-
-
-
-
3.578
1.313
-
1.490
-
3.578
1.490
(5.458)
23.698
(- )
Depreciação
177
3.578
3.578
1.313
Transferências
-
3.706
2.300
3.264
(2.311)
(5.904)
24.088
5.067
44.281
24.088
2.300
306
(1.437)
3.706
(3.530)
(5.458)
(29.357)
Reclassificação
Total
26.739
2014
47.988
(5.458)
(3.530)
(29.357)
-
-
5.067
(5.458)
23.698
A Companhia calcula e contabiliza as quotas de depreciação para seus bens com aplicação das taxas, de
acordo com a Resolução Normativa ANEEL nº 474, de 07 de fevereiro de 2012. As principais taxas anuais
por atividade são:
Taxa anual de
depreciação
(%)
3,33
14,29
16,67
Comercialização/Administração
Edificações
Veículos
Equipamentos de informática
17. FORNECEDORES
2014
Encargos de uso do sistema de
Fornecedores de energia elétrica
Energia livre
Câmara de comercialização de
energia elétrica - CCEE
Materiais e serviços
(a)
(b)
(c)
(d)
2013
Circulante
4.942
90.174
3.670
Não Circulante
-
Circulante
2.711
61.157
3.392
Não Circulante
6.427
-
27.185
49.991
175.962
-
20.514
53.347
141.121
6.427
a) Fornecedores de energia elétrica
341
Correspondem a obrigações com fornecedores de energia adquiridas em contratos bilaterais, contratos de
leilões, CCEAR, Angra I e Angra II e cotas de garantia física.
A variação desta rubrica decorre do aumento do custo da energia elétrica comprada para revenda e da
energia de curto prazo, ocasionado pela elevação dos despachos de usinas térmicas, pelos custos dos 12º
e 13º leilões de energia elétrica, e pela inadimplência com algumas geradoras.
O saldo de R$ 6.427 refere-se ao saldo do diferencial de tarifas praticados pela Eletronuclear conforme
Resolução Homologatória nº 1.406, de 21 de dezembro de 2012, transferido no exercício de 2014 para o
curto prazo.
b) Energia Livre
Durante o período de racionamento houve comercialização de energia elétrica não contratada
denominada energia livre. Entendendo-se como tal a energia ofertada no sistema elétrico não
proveniente dos contratos iniciais, ou equivalentes, e nos contratos bilaterais. Através do Despacho nº
2.517, de 26 de agosto de 2010 a ANEEL fixou os montantes finais do repasse de energia livre.
O saldo remanescente é decorrente do Mandado de Segurança Coletivo impetrado pela ABRADEE com
pedido de liminar – Processo nº 437399120104013400/DF. Em 28 de setembro de 2010 foi deferido à
antecipação da tutela recursal e em 22 de novembro de 2010 a liminar foi deferida. Em 24 de maio de
2013 foi negado pelo Tribunal Regional Federal da 1ª Região o agravo de instrumento nº
0013100712011401000/DF. Em 11 de janeiro de 2012 foi indeferido pelo Tribunal Federal Regional da 1ª
Região o pedido de antecipação da tutela recursal. Em 17 de maio de 2013 foi negado pelo Tribunal
Federal Regional da 1ª Região o seguimento do agravo de instrumento.
A composição do saldo está demonstrada a seguir:
2014
C EEE
C emig
2013
2.456
1.214
3.670
2.267
1.125
3.392
c) CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
CCEE curto prazo
CCEE- Contrato de garantia física
CCEE - Cotas partes Angra I e II
2014
21.628
3.975
1.582
27.185
2013
15.708
3.351
1.455
20.514
 Curto prazo - refere-se a créditos da comercialização de energia à curto prazo na CCEE, informados
a partir da medição e registro da energia fornecida no sistema elétrico interligado. O saldo refere-se à
contabilização da fatura de novembro (liquidada em 13/01/2015) e fatura de dezembro(liquidada em
09/02/2015).
 Contrato de garantia física – A MP 579, de 11 de setembro de 2012,convertida na Lei nº 12.783,
de 11 de janeiro de 2013, dispõem sobre as concessões de geração, transmissão e distribuição de
energia elétrica. Conforme o disposto na MP, os empreendimentos de geração hidrelétrica, alcançadas
pela mesma, terão alocada por meio de cotas, a totalidade de sua garantia física às concessionárias de
serviço público de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional – SIN, e receberão
remuneração por tarifa regulada pela ANEEL. A Liquidação financeira centralizada é feita pela CCEE,
considerando o rateio entre as concessionárias de geração. A ANEEL através da Resolução Homologatória
nº 1.410, de 24 de janeiro de 2013 estabeleceu as cotas partes para o ano de 2014. O saldo refere-se à
fatura de dezembro de 2014.
 Cotas partes Angra I e II – Referem-se à energia comercializada com as concessionárias de
distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas partes da produção disponibilizada para o Brasil. As
concessionárias de distribuição que atuem no Sistema Interligado Nacional – SIN estão obrigadas a
342
adquirir a energia elétrica gerada por Angra I e Angra II, conforme disposto no Art. 11 da Lei nº 12.111,
de 9 de dezembro de 2009 A ANEEL através da Resolução Homologatória nº 1.407, de 21 de dezembro
de 2013 estabeleceu as cotas partes para o ano de 2013 a 2018. O saldo refere-se à fatura de dezembro
de 2014.
d) Materiais e Serviços
Corresponde às obrigações com fornecedores de materiais e prestadores de serviços contratados, de
modo a realizar operações e manutenções do sistema de distribuição de energia elétrica para atender a
área de concessão.
18. TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS
Ref.
ICMS
ISS
INSS e outras contribuições sociais
FGTS
PASEP
COFINS
Retenções
IRPJ sobre empréstimos e terceiros
Parcelamento ordinário
Programa excepcional - PAEX
(a)
(b)
(c )
(d)
2014
Não Circulante
Circulante
52.180
1.029
2.125
747
125
9.404
16.280
995
82.885
-
2013
Não Circulante
Circulante
22.446
911
3.259
757
601
2.767
8.888
829
1.170
3.997
3.171
5.133
44.799
9.130
a) A variação identificada nesta rubrica refere-se principalmente a inadimplência do mês de
novembro (parcelada em janeiro de 2014) e o mês de dezembro;
b) A variação identificada nesta refere-se a inadimplência do mês de novembro;
c)
Parcelamento ordinário
Débito com a Fazenda Nacional conforme Processo Administrativo nº 10410.002417/2001-28, referente a
crédito de IPI da Usina Caeté utilizado para pagamento de tributos federais e indeferido pela Receita
Federal. O saldo devedor será pago em 59 parcelas mensais iniciadas em junho de 2013. Para efeito de
pagamento as prestações serão acrescidas de juros equivalentes a taxa SELIC para títulos federais,
acumulada mensalmente, calculados a partir da data do deferimento até o mês anterior ao pagamento, e
de um por cento relativamente ao mês em que o pagamento estiver sendo efetuado. As regras do
programa estabelecem como condição de permanência no mesmo a obrigatoriedade do pagamento
regular de impostos e contribuições. O valor do parcelamento também está registrado no ativo não
circulante, tendo em vista o acordado com a Usina, em que esta se compromete a indenizar e ressarcir
qualquer cobrança que seja feita a Companhia, conforme cláusula décima quinta – indenização e
ressarcimento.
d) Parcelamento excepcional - PAEX
O débito consolidado do PAEX está sendo pago em 120 e 130 parcelas mensais e consecutivas, iniciado
em setembro de 2006, e atualizado pela variação da TJLP, das quais já foram liquidadas 98 parcelas. As
regras do programa estabelecem como condição de permanência no mesmo a obrigatoriedade do
pagamento regular de impostos e contribuições.
A adesão ao Parcelamento Excepcional – PAEX, em 13/09/2006, teve como fatores determinantes às
condições vantajosas determinadas pela Medida Provisória nº 351 de 29/06/2006, dentre elas o
alongamento do prazo de pagamento e a mudança de indexado (SELIC - Taxa Referencial do Sistema
Especial de Liquidação e de Custódia para TJLP – Taxa de Juros em Longo Prazo), os valores declarados
correspondem a débitos de tributos e contribuições sociais à Secretaria da Receita Federal – SRF
343

Liquidação dos parcelamentos Ordinários e PAEX:
A Portaria Conjunta PGFN/RFB nº 15, de 22 de agosto de 2014, regulamentou o artigo 33 da Medida
Provisória nº 651, de 9 de julho de 2014, que permite a utilização de créditos decorrentes de prejuízo
fiscal e de base de cálculo negativa da Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido, para quitação
antecipada dos débitos parcelados.
Em 28 de novembro de 2014 a Companhia efetuou a liquidação dos parcelamentos conforme abaixo. O
montante das dívidas tributárias incluídas no PAEX na data de adesão foram os seguintes:
2014
5.194
255
4.863
12.326
PIS e COFINS
Multas
Juros
A opção implica o pagamento em espécie equivalente a, no mínimo, 30% do saldo do parcelamento. Do
montante total da adesão de R$ 10.312,foi pago em dinheiro o valor de R$3.094 e o restante do valor,
R$ 7.218, foi liquidado com os créditos de prejuízos fiscais.
Pela adesão a Medida Provisória 651, as dívidas tributárias foram liquidadas conforme tabela abaixo, que
também demonstra o saldo residual das dívidas incluidas no PAEX em 31 de dezembro de 2014:
PIS e COFINS
Multas
Juros
Montante das
dívidas
liquidadas no
PAEX
5.194
255
4.863
10.312
(-) Redução
por pagamento
em dinheiro
(1.558)
(77)
(1.459)
(3.094)
(-) Prejuízos
fiscais
utilizados
(3.636)
(178)
(3.404)
(7.218)
Saldo em 31 de
dezembro de
2014
-
A adesão teve um efeito de R$ 6.930 no resultado da Companhia, referente ao reconhecimento de ativos
fiscais diferidos anteriormente não reconhecidos, e de juros
Despesas financeiras (juros)
Imposto de renda e contribuição social diferido
2014
(288)
7.218
6.930
19. FINANCIAMENTOS E EMPRÉSTIMOS
Os empréstimos e financiamentos obtidos são reconhecidos pelo valor justo no recebimento dos recursos,
líquido dos custos da transação e passam a ser mensurados pelo custo amortizado, sendo acrescido de
encargos, juros e variações monetárias e/ou cambiais, incorridos. As obrigações com empréstimos e
financiamentos estão demonstradas a seguir:
a)
Composição
344
2014
Circulante
Moeda nacional
Empresas do grupo
Eletrobras
Instituições financeiras
BNDES
BIC
CEF
Banco do Brasil
(1)
2013
Não Circulante
Total
Circulante
Não Circulante
Total
223.681
717.219
940.900
217.288
386.468
603.756
5.000
5.000
10.000
-
5.000
5.000
10.000
5.000
5.000
10.000
-
5.000
5.000
10.000
(2)
Outros
Faceal
(3)
6.169
239.850
717.219
6.169
957.069
9.058
236.346
5.805
392.273
14.863
628.619
Moeda estrangeira
Instituições financeiras
Lloyds Bank
(2)
239.850
1.263
1.263
718.482
1.263
1.263
958.332
22
22
236.368
1.114
1.114
393.387
1.136
1.136
629.755
Total geral
b)
Detalhamento dos Financiamentos e empréstimos
(1) Centrais Elétricas Brasileiras S.A. –Eletrobras
345
2014
Programa de obras realizadas
Contrato
ECF-1575/97-RGR
ECF-1595/97-RGR
ECF-1517/97-RGR
ECF-1693/98-RGR
ECF-1760/98-RGR
ECF-1862/99-RGR
ECF-1957/99-RGR
ECF-1971/00-RGR
ECF-2053/00-RGR
ECF-2070/00-RGR
ECF-2129/02-RGR
ECF-2263/02-RGR
ECFS-004/04-RGR
ECF-2335/04-RGR
ECF-2336/04-RGR
ECF-2337/04-RGR
ECF-2510/05-RGR
ECFS-107/05-RGR
ECF-2511/05-RGR
ECF-2519/05-RGR
ECF-2543/06-RGR
ECF-2565/06-RGR
ECF-2567/06-RGR
ECF-2581/06-RGR
ECFS-171/07-RGR
ECF-2632/07-RGR
ECF-2638/07-RGR
ECF-2646/07-RGR
ECF-2649/07-RGR
ECFS-196/07-RGR
ECFS-242/08-RGR
ECFS-250/09-RGR
ECFS-311/10-RGR
Programa de obras
ECF-2647/07-RGR
ECF-2922/11-RGR
ECF-2940/11-RGR
ECFS-2650/07-RGR
ECFS-2867/10-RGR
ECFS-2881/10-RGR
ECFS-2825/11-RGR
ECFS-326/12-RGR
Data de
assinatura
Data de
vencimento
05/11/97
13/11/97
05/11/97
14/05/98
01/07/98
23/03/99
27/12/99
05/05/00
21/08/00
18/04/01
24/04/02
09/12/02
27/05/04
12/05/04
12/08/04
12/08/04
27/10/05
14/12/05
19/01/06
19/01/06
04/04/06
27/07/06
20/06/06
31/07/06
28/02/07
04/10/07
04/10/07
22/10/07
22/10/07
07/11/07
04/12/08
04/12/08
09/11/10
30/09/18
30/09/18
30/09/18
30/09/18
30/09/18
30/09/18
30/09/18
31/03/19
31/07/14
31/05/15
30/09/15
30/09/15
30/04/20
28/02/15
28/02/15
31/08/15
01/09/15
30/11/20
31/01/16
30/09/16
30/09/16
30/06/16
30/06/16
31/08/16
30/09/21
30/09/16
30/09/16
30/09/16
30/09/16
31/12/17
30/11/21
30/09/16
31/12/22
6,50+2,00
5,00+1,00
5,00+1,00
6,50+2,00
6,50+2,00
6,50+2,00
5,00+2,00
5,00+1,00
5,00+1,00
5,00+2,00
5,00+2,00
5,00+2,00
5,00+1,00
5,00+2,00
5,00+2,00
5,00+2,00
313
61
23
209
279
21
443
1.036
75
331
425
531
65
170
1.139
5,00+1,00
1.685
1.264
2.949
4.634
5,00+1,00
5,00+2,00
5,00+2,00
5,00+2,00
5,00+2,00
5,00+2,00
5,00+2,00
5,00+1,00
5,00+2,00
5,00+2,00
5,00+2,00
5,00+2,00
5,00+1,00
5,00+1,00
5,00+1,00
5,00+1,00
639
61
788
1.181
307
380
1.084
874
315
1.276
638
1.254
677
1.133
1.176
684
19.273
3.142
5
591
885
154
190
722
5.024
236
957
478
941
3.890
6.703
7.058
4.787
46.543
3.781
66
1.379
2.066
461
570
1.806
5.898
551
2.233
1.116
2.195
4.567
7.836
8.234
5.471
65.816
4.420
127
2.167
3.246
768
949
2.890
6.772
866
3.508
1.753
3.449
5.243
8.969
9.411
6.154
87.367
em curso
22/10/07
05/04/11
28/07/11
13/11/07
12/08/10
18/01/11
12/05/10
04/06/11
30/09/16
31/01/19
31/03/19
31/12/17
30/09/17
30/09/18
30/11/18
31/08/24
5,00+2,00
5,00+2,00
5,00+2,00
5,00+2,00
5,00+2,00
5,00+2,00
5,00+1,00
5,00+1,00
1.301
6.082
3.101
1.846
4.617
5.217
798
352
23.314
976
18.753
10.079
3.692
8.080
14.345
2.327
3.054
61.306
2.277
24.835
13.180
5.538
12.697
19.562
3.125
3.406
84.620
3.578
30.410
15.506
7.384
17.315
24.779
4.003
3.524
106.499
Taxa de juros (% a.a)
Circulante
Não
circulante
920
167
64
610
809
58
1.219
3.367
2.302
-
Total
1.233
228
87
819
1.088
79
1.662
4.403
75
331
425
2.833
65
170
1.139
2013
1.551
289
110
1.029
1.367
100
2.105
5.439
171
255
773
992
3.364
456
1.192
2.848
346
2014
Data de
assinatura
Programa de obras realizadas
Outros Programas
ECF-2901/10 -BIRD
05/05/11
ECF-2987/11-RO
13/04/12
ECF-2860/10-RO
30/05/10
ECF-2880/10-RO
30/11/10
ECF-2900/10-RO
28/12/10
ECF-2917/11-RO
19/03/11
ECF-2971/11-RO
16/11/11
ECF-2976/11-RO
16/12/11
ECF-2950/11-RO
30/09/11
ECF-3027/12-RO
24/10/11
ECF-3012/13-RO
03/12/12
ECF-3051/13-RO
31/07/13
ECF-3070/13-RO
09/09/13
ECF-3059/13-RO
09/09/13
ECF-3065/13-RO
03/10/12
ECF-3071/13-RO
09/09/13
ECF-3073/13-RO
29/10/13
ECF-3077/13-RO
29/10/13
ECF-3078/13-RO
29/10/13
ECF-3087/13-RO
29/10/13
ECF-3093/13-RO
24/10/13
ECF-3095/13-RO
24/10/13
ECF-3094/13-RO
24/10/13
ECF-3099/13-RO
28/11/13
ECF-3100/13-RO
28/11/13
Resolução 895/13
09/12/13
ECF-3104/13-RO
09/12/13
Resolução 947/13
19/12/13
Resolução 614/214
15/09/14
Resolução 749/214
10/11/14
Data de
vencimento
Taxa de juros (%
a.a)
30/04/26
31/12/19
31/07/17
31/07/17
30/06/18
31/07/18
31/12/18
31/07/16
31/10/15
30/04/19
31/07/19
31/05/15
31/05/16
31/12/17
31/12/15
30/09/16
31/01/16
28/02/16
31/12/15
31/01/16
31/01/16
31/01/16
31/01/16
31/12/14
31/01/15
31/12/14
31/12/14
31/12/14
31/07/22
31/08/22
BIRD
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
SELIC+0,05
CDI + 0,05
CDI + 0,05
Circulante
3.208
3.036
3.215
3.236
3.213
9.747
12.755
4.514
8.673
6.000
10.417
4.399
11.511
7.106
1.787
30.102
10.764
3.525
1.278
6.370
5.939
5.875
24.424
181.094
223.681
Não
circulante
42.847
12.834
4.553
5.090
8.089
8.301
29.241
7.440
28.910
769
4.340
8.799
5.330
149
2.509
294
531
495
490
65.000
373.359
609.370
717.219
Total
2013
42.847
16.042
7.589
8.305
11.325
11.514
38.988
20.195
4.514
37.583
769
6.000
14.757
13.198
11.511
12.436
1.936
32.611
10.764
3.819
1.278
6.901
6.434
6.365
24.424
65.000
373.359
790.464
940.900
16.793
15.000
8.495
9.000
12.080
12.000
40.200
23.774
6.292
39.140
368
11.083
19.409
12.341
15.170
13.249
2.218
37.382
13.351
3.840
1.390
6.452
6.015
3.982
5.951
7.205
54.640
13.070
409.890
603.756
Estes empréstimos foram originados de recursos do FINEL e RGR, dado como garantia a Receita própria e
notas promissórias, e são liquidados no dia 30 de cada mês. Esses empréstimos foram destinadosa obras
diversas: subtransmissão, iluminação pública, Implantação do sistema comercial, distribuição, Programa
Luz para Todos, combate a perdas, recuperação do sistema elétrica, Projeto Energia +; bem como para
capital de giro, devolução do programa luz para todos, liquidação de faturas da CCEE, pagamento das
rescisões do Plano de Desligamento Incentivado e liquidação de parte do serviço da dívida em RO.
(2)
Instituições Financeiras
2014
Contrato
Banco do Brasil
CEF
Data de
Assinatura
26/06/07
13/09/13
Data de
vencimento
31/12/14
31/12/14
Saldo
5.000
5.000
10.000
Taxa de Juros (%a.a.)
CDI/OVER
CDI/OVER
Moeda
R$
Index.
P.R.*
Objetivo
1 Conta garantida
* Prestações Restantes
 Banco do Brasil
Empréstimo contratado com o objetivo de capital de giro, sob a forma de conta garantida, atualizado pelo
CDI/OVER;
 Caixa Econômica Federal
Empréstimo contratado com o objetivo de capital de giro sob a forma de conta garantida, com encargos
financeiros de CDI/OVER.

Lloyd Bank
347
A reestruturação da dívida em moeda estrangeira, junto a Secretaria do Tesouro Nacional, de médio e
longo prazo referente aos financiamentos sob amparo da Lei nº 4.131/1962 está demonstrada no quadro
a seguir.
Nos bônus Discount Bond e Par Bond existem garantias depositadas nos valores de R$ 88 e R$ 123 em
31.12.2014 (em 31.12.2013 R$ 77 e R$ 109), respectivamente, contabilizados em outros ativos
realizáveis em longo prazo.
2014
Data de
Assinatura
31/12/97
31/12/97
31/12/97
Contrato
C. Bond
Discont Bond
Par Bond
Data de
vencimento
11/10/14
11/04/24
11/04/24
Saldo
519
744
1.263
4
13/16 de 1
4
Moeda
US$
US$
US$
Index.
dólar
dólar
dólar
P.R.*
5
1
1
Objetivo
Refinanciamento
Refinanciamento
Refinanciamento
(3) Fundação CEAL de Assistência Social e Previdência - FACEAL
Na condição de patrocinadora da Fundação, a Companhia atualizou a consolidação e repactuação da
dívida acumulada até o exercício de 1996, junto àquela Fundação, decorrente de contribuições não
liquidadas tempestivamente até então. O novo contrato assinado em 31.07.2005 prevê o pagamento da
dívida em 120 parcelas e encargos com base na variação do INPC e juros de 1% ao mês sobre o saldo
corrigido. A Companhia mantém o pagamento das parcelas rigorosamente atualizado.
2014
Contrato
FACEAL
Data de
Assinatura
Data de
vencimento
31/07/05
30/7/2015
Saldo
6.169
Moeda
Index.
12,68
R$
INPC
P.R.*
Objetivo
43 Dívida
2013
14.863
c)
Composição dos financiamentos e empréstimos por indexador
2014
Variação no
Período (%)
Moeda nacional
INPC
FINEL
RGR
SELIC/RO
Outros
Moeda estrangeira
Dólar
d)
5,57
0,73
17,68
13,39
Valor
2013
Part. (%)
6.169
3.140
147.295
790.465
10.000
957.069
0,64
0,33
15,37
82,48
1,04
99,87
1.263
958.332
0,13
100,00
Variação no
Período (%)
5,56
1,08
38,66
Valor
Part. (%)
14.864
3.947
189.919
409.889
10.000
628.619
2,36
0,63
30,16
65,09
1,59
99,82
1.136
629.755
0,18
100,00
Vencimento das parcelas não circulante dos financiamentos e empréstimos
348
Moeda
Nacional
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Após 2020
2014
Moeda
Estrangeira
123.227
138.194
123.986
92.272
84.074
155.466
717.219
Total
123.227
138.194
123.986
92.272
84.074
156.729
718.482
1.263
1.263
Mutações dos financiamentos e empréstimos
2014
Saldo no inicio do exercício
Ingressos
Encargos
Variação monetária
Transferências
Amortizações
Circulante
236.368
86.255
41.135
1.168
287.952
(413.028)
239.850
2013
Não Circulante
393.387
587.545
24.818
684
(287.952)
Circulante
96.042
14.990
7.185
1.427
213.596
(96.872)
236.368
718.482
Não Circulante
351.630
255.369
179
(195)
(213.596)
393.387
e)
Cláusulas contratuais restritivas
Os contratos de empréstimos e financiamentos da Companhia possuem cláusulas que requerem
comprovação integral dos recursos de qualquer parcela no prazo de 6 (seis) meses, contados a partir da
data da liberação do recurso, ou a verificação, pela Eletrobras, da sua aplicação indevida, desde que, no
prazo de 72 (setenta e duas) horas, contados da simples comunicação feita pela Eletrobras neste sentido,
a Companhia não tenha adotado providência cabível para regularização/normalização da situação. O
descumprimento das condições mencionadas poderá implicar na rescisão do contrato e consequente
vencimento antecipado das dívidas. Em 31 de dezembro de 2014 não há inadimplência da Companhia em
relação a essa claúsula.
20. OBRIGAÇÕES DE RESSARCIMENTO
Descrição
Contribuição para custeio do serviço de
iluminação pública - COSIP
Devolução de recursos CDE - LPT
ECFs 171/2007 - 3ª tranche
Total
2014
(a)
2013
27.511
18.160
21.732
2.828
4.388
7.384
36.332
63.843
19.496
2.537
3.934
6.625
32.592
50.752
(b)
a) Contribuição para custeio do serviço de iluminação pública – COSIP
349
Tributo que incide sobre a prestação do serviço de iluminação pública, efetuada pelos Municípios, no
âmbito do seu território, instituído pelo Art. 149-A da Constituição Federal. Estas contribuições são
cobradas nas contas de energia e quando arrecadadas são repassadas às Prefeituras Municipais.
b) Devolução de recursos CDE – PLpT
Refere-se a valores recebidos e não utilizados no Programa Luz para Todos, cuja devolução é feita
através de confissão de dívida entre a Companhia e a Eletrobras. Os valores apresentados estão
corrigidos pela taxa SELIC.
21. BENEFÍCIO PÓS-EMPREGO
2014
Avaliação atuarial CVM 600
Contribuição suplementar da patrocinadora
(a)
(b)
Circulante
1.698
4.064
5.762
2013
Não circulante
48.680
3.913
52.593
Circulante
1.402
3.621
5.023
Não circulante
155.097
7.185
162.282
a) Plano de Contribuição Definida (CD) – Plano 01-B
O plano CD, por sua vez, oferece basicamente os mesmos benefícios do Plano BD, abaixo descrito,
entretanto sem paralelo direto com os salários da atividade. Constitui um plano de acumulação de
poupanças durante a fase da vida ativa na Companhia, com reversão em renda de aposentadoria.
Esse regime contributivo estabelece aportes mensais por parte de empregados e da empresa, com base
em plano de custeio atuarial pré-concebido. Considerada a característica desse plano, o regime é mantido
em permanente equilíbrio, com cotizações individuais balizadas pelo valor dos ativos financeiros, não
gerando a obrigação pós-emprego.
Em 31 de dezembro de 2014, as contribuições feitas pela Companhia, para a constituição das provisões
matemáticas de benefícios do Plano CD atingiram R$ 5.175 (2013 - R$ 5.936).
b) Plano de Benefício Definido (BD) – Plano 01-A
Em resumo, no plano BD, os benefícios são concedidos com base no salário de atividade. O programa
garante a concessão de um patamar mínimo de renda.
O perfil populacional dos participantes do Plano BD está abaixo demonstrado:
DADOS POPULACIONAIS
1. Participantes ativos
1.1. Participantes - nº
1.2. Idade Média
1.3 Salário Médio em R$
2. Aposentados
2.1. Participantes Aposentados - nº
2.2. Idade Média
2.3. Benefício Médio em R$
3. Pensionistas
3.1. Participantes Pensionistas - nº
3.3. Benefício Médio em R$
Total de participantes
2014
2013
20
48,75
2.701,18
23
48,33
2.534,52
319
69,39
1.778,89
331
68,77
1.578,37
169
642,8
508
176
707,16
530
C) Termos de compromissos
Dívidas contratadas
350
A Companhia, em razão de insuficiência de cobertura das obrigações decorrentes de direitos relativos ao
tempo de serviço já completado pelos beneficiários até a data deste balanço, subscreveu, com a
entidade de previdência privada administradora do programa, um Contrato de Dívidas cujos saldos
devedores na data de 31/12/2014 e 31/12/2013 eram respectivamente R$ 6.979, R$ 13.276 e
R$14.864.
Essa dívida está sendo amortizada em 100 parcelas, a partir de setembro de 2008, sendo compensada
com os resultados atuariais do programa a cada ano.
21.1 Programa de Assistência à Saúde
Além dos programas previdenciários, a Companhia mantém dois outros benefícios pós emprego: seguro
de vida em grupo e assistência médica aos aposentados por invalidez.
No seguro de vida em grupo, os aposentados arcam com 100% do prêmio contratado em apólice,
enquanto para os ativos há uma participação financeira de 80% pela Companhia. Esse prêmio, todavia,
é equalizado para toda massa segurada, incluindo ativos e inativos. Quando calculado de forma
independente esse prêmio revela existência de subsidio indireto para a massa de aposentados, gerando
uma obrigação pós-emprego avaliada neste relatório.
O programa de assistência médica da Companhia para os inativos é restrito à massa aposentada por
invalidez.
A avaliação do compromisso pós-emprego da Companhia relativamente a esse benefício considera as
hipóteses de entrada em invalidez dos atuais empregados ativos, em conformidade com a tábua
biométrica adotada, supondo-se um ônus futuro compatível com o custo atual do benefício.
21.2 Efeitos do Plano BD, Assistência Saúde e Seguro
21.2.1Hipóteses Atuariais e Econômicas
Hipóteses Econômicas
2014
Taxa de juros de desconto atuarial anual
2013
12,21%
11,99%
Taxa de juros real de desconto atuarial anual
6,14%
6,35%
Projeção de aumento médio dos salários
7,83%
7,41%
Projeção de aumento médio dos benefícios
5,72%
5,30%
Taxa médica de inflação anual
5,72%
5,30%
12,21%
11,99%
0,00%
0,00%
AT-2000 (D10)
AT-2000
AT-83 (D10)
AT-83
Expectativa de retorno dos ativos do plano
Hipóteses Demográficas
Taxa de rotatividade
Tábua de mortalidade de ativos e inativos
Tábua de mortalidade de inválidos
Tábua de invalidez
% de casados na data de aposentadoria
Diferença de idade entre homens e mulheres
Light forte Light fraca
95%
95%
4 anos
4 anos
A taxa global de retorno esperada corresponde à média ponderada dos retornos esperados das várias
categorias de ativos de cada plano. A avaliação do retorno esperado realizada pela Administração tem
como base as tendências históricas de retorno e previsões dos analistas de mercado para o ativo durante
a vida da respectiva obrigação. O atual retorno dos ativos do plano BD foi de R$ 9.862 (2013 – R$
5.173).
(i) Taxa de juros de longo prazo
351
A definição dessa taxa considerou a prática de mercado dos títulos do Governo Federal, conforme
critério recomendado pelas normas nacionais e internacionais, para prazos similares aos dos fluxos das
obrigações do programa de benefícios, no chamado conceito de Duration.
21.2.2Planos de Benefícios em 31 de dezembro
O plano de benefício normalmente expõem a Companhia a riscos atuariais, tais como risco de
investimento, risco de taxa de juros, risco de longevidade e risco de salário.
Risco de investimento
Risco de taxa de juros
Risco de longevidade
Risco de salário
O valor presente do passivo do plano de benefício definido é calculado usando
uma taxa de desconto determinada em virtude da remuneração de títulos
privados de alta qualidade; se o retorno sobre o ativo do plano for abaixo dessa
taxa, haverá um déficit do plano. Atualmente, o plano tem um investimento
relativamente equilibrado em fundos de investimento de renda fixa, ações e
realizáveis, considerando os limites por segmento de aplicação de acordo com
as diretrizes da Resolução n° 3.792 do Conselho Monetário Nacional e as suas
alterações, além dos critérios de segurança, liquidez, rentabilidade e
maturidade do plano.
Uma redução na taxa de juros dos títulos aumentará o passivo do plano.
Entretanto, isso será parcialmente compensado por um aumento do
retorno sobre os títulos de dívida do plano.
O valor presente do passivo do plano de benefício definido é calculado por
referência à melhor estimativa da mortalidade dos participantes do plano
durante e após sua permanência no trabalho. Um aumento na expectativa de
vida dos participantes do plano aumentará o passivo do plano.
O valor presente do passivo do plano de benefício definido é calculado por
referência aos salários futuros dos participantes do plano. Portanto, um
aumento do salário dos participantes do plano aumentará o passivo do plano.
A conciliação dos passivos dos planos de benefícios estão apresentadas a seguir:
2014
Plano BD
Saúde
Valor presente das obrigações atuariais parciais ou
totalmente cobertas
Valor justo dos ativos do plano (-)
Passivo (Ativo) líquido
(199.897)
(100.577)
43.968
Efeito da restrição sobre o ativo
Dívida aturial/financeira contrata entre
Valor do passivo (ativo) de benefício pós emprego
100.577
6.979
6.979
Custo do serviço corrente
Custo de juros sobre as obrigações atuariais
Despesa/(Receita) atuarial reconhecida no exercício
99.320
(539)
(539)
43.968
2013
Total
Plano BD
143.288
92.241
(199.897)
(56.609)
(193.435)
(101.194)
43.968
100.577
6.979
50.947
17.611
17.611
(539)
17.611
17.072
Saúde
149.512
Total
241.753
149.512
(193.435)
48.318
101.194
7.151
7.151
149.512
101.194
7.151
156.663
(476)
10.852
10.852
(476)
10.852
10.376
(476)
A movimentação do valor presente das obrigações e do valor presente do ativo dos planos de benefícios
no exercicio corrente estão apresentada a seguir:
352
2014
Plano BD
2013
Saúde
Total
Plano BD
Saúde
Total
Alterações nas obrigações
Valor das obrigações atuariais no ínicio do
ano
Custo de serviços corrente líquido
92.242
149.512
39
-
39
73
-
73
Custo de juros
10.594
-
10.594
9.266
10.851
20.117
Benefícios pagos
(8.988)
-
(8.988)
(7.386)
(4.992)
(12.378)
5.433
-
5.433
(21.825)
12.394
(9.431)
mudanças de premissas demográficas
2.422
-
2.422
-
-
-
(Ganhos) perdas atuariais decorrentes de
mudanças de premissas financeiras
1.813
-
1.813
(32.471)
(75.385)
(107.856)
ajustes pela experiência
1.198
-
1.198
10.646
87.779
98.425
99.320
149.512
248.832
92.241
149.511
241.752
(Ganhos)perdas decorrente de
remensuração
Valor presente das obrigações atuariais ao final
do ano
241.754
112.113
2014
Plano BD
131.258
243.371
2013
Saúde
Total
Plano BD
Saúde
Total
Alterações nos ativos financeiros
Valor justo dos ativono no início do ano
Receita de juros
Contribuições patronais
Contribuições de participantes do plano
Benefícios pagos/adiantados
Contribuições de participantes do plano
(Ganhos)perdas decorrente de
Retorno sobre ativos do plano (excluindo
valores incluídos em receita de juros)
193.434
23.040
5.011
578
(8.988)
-
(5.356)
-
(13.178)
-
199.897
5.356
-
193.434
23.040
10.367
578
(14.344)
190.689
15.763
4.409
549
(7.386)
(13.178)
(10.590)
(10.590)
199.897
193.434
193.434
4.991
(4.991)
190.689
15.763
9.400
549
(12.377)
0
0
As principais categorias de ativos do plano no final do período de relatório e que impactam o retorno dos
ativos do plano são apresentadas a seguir:
Relizável
Crédito de depósitos privados
Quota de fundo de investimentos- curto prazo
Quota de fundo de investimentos- renda fixa
Quota de fundo de investimentos- ações
Empréstimos e financiamentos
(-) Recursos a receber - patrocinador
(-) Exigível operacional
(-) Exigíveis contingencial
(-) Fundo administrativo
Atualização para valor de mercado
2014
24.155
1.768
200.323
10.010
3.075
(10.822)
(959)
(15.763)
(3.312)
(8.578)
201.911
2013
16.326
191
189.016
6.911
2.963
(7.434)
(904)
(10.847)
(3.368)
581
195.448
353
Os valores justos dos instrumentos de capital e de dívida são determinados com base em preços de
mercado cotados em mercado ativos enquanto os valores justos investimentos imobiliários não são
baseados em preços de mercado cotados em mercados ativos.
21.2.3Resumo dos impactos reconhecidos em outros resultados abrangentes
Outros resultados abrangentes (ORA) acumulados
Programa previdenciário
Programa de saúde
2014
44.788
7.459
54.261
2014
Descritivo
Remensuração do valor líquido do passivo
de benefício definido reconhecidos no ORA
no exercício
Plano BD
2013
39.237
125.258
166.508
2013
Saúde
Total
Plano BD
Saúde
Total
mudanças de premissas demográficas
(2.422)
(1.338)
(3.760)
-
-
-
mudanças de premissas financeiras
(1.813)
(24.357)
(26.170)
32.471
75.385
107.856
ajustes pela experiência
(1.198)
143.494
142.296
(10.646)
(87.779)
(98.425)
(13.178)
-
(13.178)
(10.590)
-
(10.590)
13.060
-
13.060
(16.121)
-
(16.121)
(5.551)
117.799
112.248
(4.886)
(12.394)
(17.280)
Retorno sobre ativos do plano
Ajustes a restrições ao ativo de benefício
definido
Valor
presente das obrigações atuariais ao final
do ano
21.3Contribuições patronais esperadas para o próximo exercício
A Companhia espera contribuir com R$ 5.112 para o plano de benefícios definidos durante o próximo
exercício.
A duração média ponderada da obrigação de benefícios definido é de 8,92 anos.
Análise dos vencimentos esperados de benefícios não descontados de planos de benefício definido:
Menos de Entre
Entre Mais de
1 ano
1-2 anos 2-5 anos 5 anos
Benefícios de aposentadoria
8.575
8.489
Total
24.992 144.941 186.997
21.4Efeitos da variação de um ponto percentual nas premissas atuariais significativas
As premissas atuariais significativas para a determinação da obrigação definida são: taxa de desconto,
aumento nos custos médicos, aumento salarial esperado e mortalidade. As análises de sensibilidade a
seguir foram determinas com base em mudanças razoavelmente possíveis das respectivas premissas
ocorridas no fim do período do relatório, mantendo-se todas as premissas constantes.
Plano de Benefício Definido
354
 Se a taxa de desconto fosse 0,25% mais alta (baixa), a obrigação de benefício definido teria redução
de R$ 2.122 (aumento de R$ 2.207);
 Se a expectativa de vida aumentasse (diminuísse) em um ano para homens e mulheres, a obrigação
de benefício definido teria um aumento de R$ 1.585 (redução de R$ 1.623).
Plano de Saúde
 Se os custos médicos fossem 0,25% mais alta (baixa), a obrigação de benefício definido teria redução
de R$ 1.888 (aumento de R$ 1.933).
22. OBRIGAÇÕES ESTIMADAS
Refere-se aos reconhecimentos por estimativa das obrigações em potencial referentes a férias e encargos
devidos aos empregados, sem prejuízo da remuneração mensal, na vigência do contrato de trabalho, e
dos encargos sociais incidentes sobre as obrigações trabalhistas, bem como a contabilização dos
impostos calculados sobre a receita gerada pelo valor novo de reposição.
2014
Férias
Encargos sobre férias
Plano de incentivo ao desligamento - PID
5.614
2.194
7.808
(a)
2013
6.677
2.581
4.392
13.650
(a) Previsão das verbas rescisórias de 16 funcionários que aderiram ao Plano de incentivo ao
desligamento – PID com saída programada para outubro e novembro de 2014.
23. ENCARGOS SETORIAIS
Trata-se de valores realizáveis ou exigíveis em decorrência de contrato de concessão, definidos em
legislação específica e cujas quotas são fixadas pela ANEEL para assegurar, dentre outros objetivos, o
equilíbrio econômico financeiro da concessão.
2014
Quota para RGR
Quota para CDE
Taxa de fiscalização
(a)
(b)
2013
1
312
118
431
1
313
183
497
a) O saldo refere-se aos juros do mês de dezembro de 2014, fixada pela ANEEL através do
Despacho nº 298, de 11 de fevereiro de 2014.
b) A ANEEL através do Despacho nº 2.093, de 04 de julho de 2013, fixou o valor da Taxa de
Fiscalização para o período de agosto de 2013 a julho de 2014, e através do Despacho nº 3.168,
de 18 de agosto de 2014 fixou a taxa para o período de agosto de 2014 a julho de 2015. O saldo
refere-se a taxa de dezembro.
24. PESQUISA E DESENVOLVIMENTO
355
2014
P&D - FNDCT
P&D - MME
P&D - Recursos a aplicar
PEE - Recursos a aplicar
Circulante
562
281
10.790
7.920
19.553
2013
Não
Circulante
9.703
12.412
22.115
Circulante
330
160
10.790
7.920
19.200
Não
Circulante
6.951
6.432
13.383
Programa de Eficiência Energética e Pesquisa e Desenvolvimento
São programas de reinvestimentos exigidos pela ANEEL para as distribuidoras de energia elétrica, que
estão obrigadas a destinar 1% de sua receita operacional liquida para esses programas, conforme
Resolução nº 300/2005. Os valores são constituídos a partir do reconhecimento dos itens que compõem a
Receita Operacional Líquida – ROL, conforme Resolução 300/2005, alterada pelas Resoluções nº
504/2012, de 14 de agosto de 2012 e nº 556/2013, de 18 de junho de 2013.
O saldo não aplicado dos programas é atualizado mensalmente, a partir do 2º mês subsequente ao seu
reconhecimento, deduzidos dos valores aplicados nas ODS, até o momento efetivo do encerramento do
projeto, com base na taxa SELIC.
25. OUTROS
2014
Consumidores
Contribuição patrocinadora
Cauções em garantia
Programa de redução consumo de energia elétrica
Folha de pagamento
Multas ANEEL e ARSAL
Encargos tarifários
Provisões operacionais
Ação CEAL x CHESF x CODEVASF
Outros
(a)
(b)
(c)
2013
Circulante
Não circulante
957
3.305
728
600
5.980
6.643
(24)
8.433
25.513
916
981
24.233
29.799
Circulante
Não circulante
982
3.305
511
828
8.286
7.445
63
11.337
1.133
981
30.585
4.286
a) Consumidores
Referem-se a pagamento em duplicidade de contas de energia pelos consumidores, e participação
financeira do consumidor em obras.
b) Folha de pagamento
O detalhamento desta conta está assim composto:
2014
Folha de pagamento
Tributos e contribuições retidos na fonte
Consignações
2.904
1.589
1.487
5.980
2013
4.031
2.136
2.119
8.286
c) Multas ARSAL e ANEEL
A Companhia foi autuada pela ANEEL em decorrência de procedimentos irregulares ocasionados por
descumprimento às resoluções vigentes que regulam o setor. As multas estão assim detalhadas (*):
356
2014
AI 001/2004
AI 002/2012
AI 003/2012
AI 004/2012
AI 005/2012
AI 1001/2013
AI 1002/2013
AI 1004/2013
AI 1005/2013
AI 01/2014
AI 003/2014
AI 001/2004
AI 004/2014
AI 005/2014
2.386
866
1.169
521
137
69
381
620
462
32
6.643
2013
1.453
2.151
802
1.054
765
477
607
124
12
7.445
Descriminação
Fiscalização técnico comercial estornado em 2010 - parcelado em dezembro de 2013
Fiscalização técnico comercial ano 2012. Pagamento parcelado em 12 vezes com incio
Metas mensais dos indices INS, lab e ICO, referente ao exercício de 2011
Indicadores DEC e FEC excercício de 2009
Nível de tensão
Metas mensais dos indices INS, lab e ICO, referente ao exercício de 2012
Indicadores de continuidade individuais
Niveis de tensão e atendimento de unidades consumidoras
Fiscalização comerial
Qualidade do serviços exc 2002 e 2003 - Saldo da atualização monetária
Descumprimento de indices de qualidade do serviço (INS, IAB e ICO)
Fiscalização técnia exercício de 2013
Descumprimento dos niveis de tensão de atendimento de unidade consumidores
Fiscalização comercial exercício de 2013
DIC – Duração de interrupção individual por unidade consumidora
FIC – Frequência de interrupção individual por unidade consumidora
DMIC – Duração máxima de interrupção contínua por unidade do consumidor
INS – Índice de nível de serviços
IAB – Índice de abandono
ICO – Índice de chamadas ocupadas
DEC – Duração equivalente de interrupção por unidade consumidora
FEC – Frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora
(*) Para todos os autos a Companhia apresentou recursos administrativos, cujas penalidades foram
mantidas ou estão em análise pelo órgão regulador.
26. ADIANTAMENTOS PARA FUTURO AUMENTO DE CAPITAL - AFAC
Referem-se a aporte de recursos pela Eletrobras para cobertura de déficit operacional e são atualizados
monetariamente pela taxa SELIC até a efetiva capitalização, ficando assim a composição:
Adiantamentos
Resolução 581/2012 de 09.07.2012
Resolução 760/2012 de 30.08.2012
Resolução 968/2012 de 06.12.2012
2014
3.607
1.231
3.469
8.307
2013
3.347
1.141
3.210
7.698
A movimentação dos adiantamentos está demonstrado a seguir:
Adiantamentos
2014
2013
7.698
176.514
21.918
Liberações
609
10.228
Atualização monetária
(200.962)
Baixas
8.307
7.698
A baixa trata-se da capitalização para fins de integralização do capital subscrito da Companhia, sem
emissão de novas ações, conforme Resolução de Diretoria Executiva, e RES 086/2013, de 11/06/2013, e
Deliberação do Conselho de Administração, e DEL - 023/2013 de 26/06/2013 respectivamente.
Para os processos de integralização ocorridos faz-se necessário autorizações ministeriais que decorre em
um determinado período. O saldo remanescente refere-se as variações monetárias pela taxa SELIC do
357
periodo da solicitação até 30 de setembro de 2014 quando foi autorizada pela Eletrobras o inicio do
processo para integralização dos AFACs.
27. PROVISÃO PARA RISCOS CÍVEIS, TRIBUTÁRIAS E TRABALHISTAS
As provisões são baseadas na estimativa da opinião dos nossos consultores jurídicos das possíveis
indenizações por ações cíveis, tributárias e trabalhistas que se acham em tramitação em diversas
instâncias de decisão judicial.
Trabalhistas
Cíveis
Tributárias
Ref.
(1)
(2)
(3)
Probabilidade de perda provável
2014
2013
20.727
20.866
27.793
24.322
40.190
38.285
88.710
83.473
Trabalhistas
Cíveis
Tributárias
Ref.
(1)
(2)
(3)
Probabilidade de perda possível
2014
2013
49.054
28.152
161.409
127.620
1.159
1.118
211.622
156.890
a) Mutações das provisões para contingências:
2013
Trabalhistas
C íveis
Tributárias
20.866
24.322
38.285
83.473
2012
Trabalhistas
C íveis
Tributárias
19.281
37.890
36.855
94.026
Constituição
Pagamento /
reversão
4.637
3.763
1.905
10.305
(5.068)
Constituição
Pagamento /
reversão
2.831
1.984
1.430
6.245
(4.776)
(292)
(1.246)
(15.552)
(16.798)
2014
20.727
27.793
40.190
88.710
2013
20.866
24.322
38.285
83.473
b) Quantidade de processos judiciais em andamento (informação não auditada):
358
Juizados especiais
Justiça do trabalho
Justiça estadual
Justiça federal
Outros
2014
3.295
1.622
2.275
56
723
7.971
2013
2.664
1.176
1.823
59
723
6.445
(1) Trabalhistas
Nesse agrupamento, a Companhia figura nos processos basicamente na qualidade de ré, vez que
geralmente o que se discute na Justiça do trabalho são diversas ações movidas contra a Companhia por
ex-empregados, empregados do quadro atual e terceirizados, envolvendo principalmente: adicional de
periculosidade, diferença de adicional de periculosidade, diferença salariais, férias, férias proporcionais,
gratificação de função, horas extras, verbas rescisórias, plano Bresser, multa compensatória de 40%
sobre saldo dos expurgos inflacionários depositados em conta vinculada de ex-obreiros, indenização por
danos morais decorrentes de acidentes de trabalho e reintegração de demitidos.
Provável
Possível
Remota
2014
20.727
49.054
1.922
71.703
2013
20.866
28.152
1.726
50.744
(2) Cíveis
Nas ações cíveis o maior número de processos diz respeito à recuperação de crédito (cobrança, execução
etc.), estando à Companhia no pólo ativo da demanda, e a responsabilidade civil (indenizações por danos
materiais, morais etc.), quando a Companhia figura no pólo passivo da relação processual.
359
Ref.
2014
2013
Probabilidade de perda
Provável
Indenização
Repetição de indébito
Execucação fiscal/embargos
Juizados especiais
Outros
(a)
(d)
(e)
(f)
(g)
16.248
57
415
4.413
6.660
27.793
11.808
57
415
5.461
6.581
24.322
Possível
Indenização
Ação civil pública
Revisional de contratos
Juizados especiais
Outros
(a)
(b)
(c)
(d)
(e)
(f)
(g)
8.752
54.277
36
56
9.382
6.251
82.655
161.409
14.148
54.277
35
56
6.016
3.720
49.368
127.620
Remota
Indenização
Ação civil pública
Juizados especiais
Outros
(a)
(b)
(d)
(e)
(f)
(g)
2.760
15
995
2.772
530
302.027
309.099
4.575
15
1.221
2.800
527
2.027
11.165
(a) Indenização: agrupamento dos processos que envolvem pedido de indenização por danos morais ou
materiais. Os fatos geradores mais comuns são: acidentes nos sistemas de transmissão de energia
elétrica do sistema e Elétrico de potência, com ou sem óbito; defeitos na prestação dos serviços de
distribuição de energia elétrica, com danificação de aparelhos elétricos dos consumidores; interrupção
indevida do fornecimento de energia elétrica; inclusão indevida do consumidor nos cadastros de
inadimplentes.
(b) Ação Civil Pública: agrupamento das ações que envolvem a suposta coação ilegal de autoridade
revestida nas atribuições do poder concedente (interrupção do fornecimento de energia elétrica, negativa
de ligação de consumidor ao sistema elétrico de potência etc.) e as ações de interesse público, que
induzem à participação do Ministério ou Defensoria Pública (defesa de direitos coletivos difusos).
(c) Revisional de contratos: agrupamento das ações propostas pelos consumidores que entendem
existir algum problema ou erro com o contrato firmado com a concessionária.
(d) Repetição de indébito: agrupamento de ações propostas com consumidores que alegam ter pago à
concessionária mais do que era efetivamente devido, e através das referidas ações, pedem a devolução
do pagamento supostamente indevido.
(e) Execução fiscal/embargos: agrupamento das ações propostas pelas Fazendas Públicas (Municipal,
Estadual e Federal) objetivando cobrar da concessionária eventuais dívidas, em geral de natureza
tributária.
360
(f) Juizados especiais: ações cíveis tramitando no juizado especial no montante estimado de R$
13.917, sendo R$ 12.010 avaliados como de perda provável. Referem-se a: cancelamento de dívida,
declaração de nulidade, indenização por danos morais, indenização por danos materiais, renegociação de
dívida, repetição de indébito, revisão de consumo.
(g) Outros: agrupamento das demais ações não incluídas nos tópicos nominados especificamente seja
na esfera administrativa (PROCON, Procuradorias etc.), seja na esfera judicial. A variação é decorrente
do aumento dos processos em andamento.
a) Tributárias
C ausas tributárias
31.12.2014
40.190
40.190
31.12.2013
36.855
36.855
ICMS Baixa Renda
Apesar da demanda em epígrafe se tratar ainda de lide administrativa, sem interferência do Judiciário,
destacamos sua importância.
 Auto de Infração nº 99.78026-002 – a SEFAZ notificou a Companhia para a falta de recolhimento do
ICMS da subclasse baixa renda, porém, relativa ao período de 2003 a 2005, sendo arguida perante a
autoridade administrativa preliminar de decadência, desta vez, referente ao período de janeiro a maio de
2003. Defesa apresentada em 29.07.2007. A 2ª Câmara do Conselho acolheu a preliminar de decadência
referente ao período de janeiro a junho/2003, conforme Acórdão nº P-289/2011 de 01.12.2011.
 Interpusemos recurso especial Administrativo junto a SEFAZ, porém o resultado do julgamento foi
mantido, não existindo mais qualquer recurso administrativo.
 Diante da situação apresentada, ajuizamos ação anulatória de lançamento fiscal com pedido de
antecipação de tutela, que tomou o número 0703653-52.2011.8.02.0001 e tramita na 17ª Vara Cível de
Maceió - AL. A antecipação de tutela foi negada, decisão contra a qual interpusemos recurso de agravo
de instrumento.
 Agravo de instrumento nº 2012.001209-5 de 23/08/2012, determinando suspensão da exigibilidade
do crédito tributário.
 Em 1º de agosto de 2014, foi publicada a sentença de 1º grau que julgou a ação anulatória de Débito
Fiscal nº 0703653-52.2011.8.02.0001, dando ganho de causa a CEAL. Aguardando trânsito em julgado
da sentença judicial.
Em 31 de dezembro de 2014, a Companhia possui provisão constituída no montante de R$ 40.190 em
relação a esse assunto.
A Companhia tem ações de natureza tributária, cível e trabalhista, envolvendo riscos de perdas
classificados pela administração como possíveis, com base na avaliação de seus assessores legais, para
as quais não há provisão constituída:
a) Trabalhistas
PLANO BRESSER
O Sindicato dos Trabalhadores nas Indústrias Urbanas no Estado de Alagoas, na qualidade de substituto
processual, aforou reclamação trabalhista em favor dos empregados da Companhia, visando o
recebimento de supostas diferenças salariais, ocorridas em virtude da implantação do denominado “Plano
Bresser” (Decreto-Lei nº 2.335/87).
361
O pedido teve amparo perante a Egrégia Segunda Junta de Conciliação e Julgamento de Maceió-AL,
decisão esta confirmada pelo Tribunal Regional do Trabalho da 19ª Região, estando a decisão transitado
em julgado.
Ocorre que, na execução da sentença, o Juízo da 2ª Vara do Trabalho de Maceió entendeu a época que
não deveria haver limitação a data-base da categoria, o que extraordinariamente oneraria a execução.
Daí o risco avaliado de perda ser provável quanto a avaliação de perda limitada a data base, pois o
julgamento da limitação da data-base da categoria dar-se-á com a continuidade da execução.
Conforme a OJ/TST (SDI i) Nº 262, não ofende “à coisa julgada a limitação à data-base da categoria, na
fase executória, da condenação ao pagamento de diferenças salariais decorrentes de planos econômicos”.
O pagamento de diferenças salariais foi limitado à data base através da Súmula 322 do TST que
estabelece: os reajustes salariais decorrentes dos chamados “gatilhos” e URPs, previstos legalmente
como antecipação, são devidos tão somente até a data-base de cada categoria.
Ressalta-se que entre as medidas judiciais cabíveis, foram apresentados Embargos à Execução, o que
permitiria o exame da limitação dos cálculos à data base da categoria, procedimento também adotado
pela Advocacia Geral da União.
Acrescente-se a isso o fato de a União ter ingressado no feito como assistente, o que reforça a defesa da
Companhia na busca pela limitação à data base, bem como a decisão datada de 15 de março de 2011, do
TRT da 19º Região, proc. 251900.68.5.19.1989.0002, da Companhia de Abastecimento de Águas e
Saneamento de Alagoas – CASAL, que houve a limitação à data base. A Companhia tem constituída
provisão para contingências em relação a esse assunto, no montante de R$ 4.687.
b) Tributárias
Em 31 de dezembro de 2014, a Companhia possui provisão constituída no montante de R$ 40.190 em
relação a esse assunto.
Imposto sobre transmissão causa mortis e doação
Imposto cobrado pela Secretaria Executiva da Fazenda quando do recebimento de bens, a título de
doações, feitas por consumidores.
 Auto de Infração nº 062052, lavrado em 22/11/2004, referente aos meses de janeiro, junho,
setembro, outubro, novembro e dezembro de 1998, resultando no Processo nº 1500.33881/2004. Como
não existe previsão legal para os exercícios de 1999 a 2003, conforme Decisão nº 15.723/08, conclui-se
que o mesmo se aplica ao exercício de 1998, portanto, este foi considerado como improcedente. Foi
obtida Decisão Administrativa nº 18.617/12, concluindo-se pela extinção do crédito tributário em face da
decadência. Atualmente, o processo está aguardando julgamento do Conselho de Contribuintes, sendo o
valor atualizado até 31 de dezembro de 2014 de R$ 775.
 Auto de Infração nº 062057, lavrado em 22/11/2004, referente ao período de fevereiro a dezembro
de 1999; janeiro, março, abril, junho, julho, agosto, novembro e dezembro de 2000; exercício de 2001;
de fevereiro a dezembro de 2003; janeiro, fevereiro, março, abril, junho, julho, agosto e setembro de
2004, que resultou no processo nº 1500.34028/2004. Através da defesa apresentada em 17/12/2004, o
auto foi considerado parcialmente procedente por falta de previsão legal de alíquota para os exercícios de
1999 a 2003, sendo considerado apenas o ano de 2004.Nova defesa foi apresentada ao Conselho de
contribuinte em 17/10/2008. A Companhia efetuou depósito em juízo em 02/07/2010. A exigibilidade do
crédito tributário está suspensa em razão do depósito judicial realizado. O processo está pendente de
prolação de sentença, sendo o valor atualizado do depósito em 31 de dezembro de 2014 de R$ 384.
Auto de Infração nº 9.3828-01 – ICMS sobre perdas comerciais
Auto lavrado em 05 de maio de 2005, expedido pela Secretaria Executiva da Fazenda Estadual, no valor de
R$ 139.254, atualizado em 31.12.2014 R$ 319.106referente a Perdas Comerciais.
Defesa apresentada em 06/06/2005, pelo Escritório de Advocacia Spencer Advogados Associados.
Julgado totalmente procedente em 18 de julho de 2006. Nova defesa foi apresentada ao Conselho de
Contribuintes. Em 15 de fevereiro de 2011 foi julgado procedente em parte (excluindo a multa). Foram
362
protocolados junto á SEFAZ os processos de nºs. 1500.014896/2010 –30 de junho de 2010 – Arguindo
erro material de decadência (janeiro a abril/2000), 1500.0010900/2011 – 4 de abril de 2011 – Embargos
de Declaração, tentando modificar o acórdão – sobre omissão de documentos no furto de energia e
1500.012077/2011 – 13 de abril de 2011 – Ajuizamento de Recurso Especial da petição inicial. Em
18/09/2013, a empresa recebeu a notificação nº 535/2013, informando que o gabinete do Secretario da
Fazenda manteve a decisão do Acórdão nº P-109do CTE, julgando o Auto de Infração procedente em
parte. Foi ajuizado ação Anulatória de Débito Fiscal sob o nº 0705560-57.2014.8.02.0001 e no dia 21 de
novembro de 2013, foi expedida liminar concedendo antecipação de tutela para suspender a exigibilidade
do crédito tributário. O processo judicial se encontra em fase de instrução probatória.
Processo 0722129.70.2013.8.02.001-Danos morais
Trata-se de Ação Coletiva de Consumo proposta pelo Instituto Sal da Terra objetivando a condenação da
Companhia Energética de Alagoas – CEAL em danos morais individuais no valor equivalente a R$
10.000,00 (dez mil reais) para cada um dos 30.000 (trinta mil) consumidores afetados pelo envio de uma
carta do SERASA informando que os mesmos teriam seus nomes negativados.
O problema ocorreu em razão de ato do SERASA, que gerou, sem a autorização ou solicitação da CEAL,
as referidas cartas aos consumidores que, na maioria, já haviam realizado o pagamento das faturas de
energia. O valor atualizado em 31 de dezembro de 2014 é de R$ 300.000.
A classificação foi realizada de forma bastante conservadora, vez que existem várias linhas de defesas
postas na contestação que induzem a uma futura improcedência da ação, sendo uma delas a
ilegitimidade passiva da Companhia pelo fato de que não foi dela a iniciativa ou autorização do envio das
cartas informando a possível negativação dos nomes dos consumidores.
28. CAPITAL SOCIAL
A composição acionária do capital social da Companhia em 31 de dezembro de 2014 e 31 de dezembro
de 2013 estava assim apresentada:
Ações Ordinárias
Eletrobras
Quant.*
677.858.321
Part.
(%)
100,00
Ações Preferênciais
Quant.*
11.666.063
Part.
(%)
100,00
Total
Quant.*
689.524.384
Part.
(%)
100,00
*Quantidades em milhares de ações
As ações ordinárias, na forma nominativa e escritural, têm direito de voto, na proporção de um voto por
ação, ou o direito ao voto múltiplo, nos casos e na forma previstos em lei. Às ações preferenciais,
conforme estatuto social é assegurado um dividendo mínimo prioritário e cumulativo de 10% ao ano,
calculado sobre o valor do capital integralizado, relativo a essa classe de ações.
29. RECEITAOPERACIONAL LÍQUIDA
363
Nº de Consumidores*
31.12.2014
31.12.2013
Fornecimento e suprimento
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Poder Público
Serviço Público
Total
MWh*
31.12.2014
31.12.2013
R$
31.12.2014
31.12.2013
(a)
930.441
2.593
59.163
11.595
8.673
203
1.199
1.013.867
900.642
2.649
57.689
10.429
8.581
197
1.139
981.326
1.304.933
579.270
731.982
178.919
150.566
202.582
183.564
3.331.816
1.225.493
554.697
680.412
216.079
145.272
189.829
179.167
3.190.949
Receita pela disponibilidade da rede
Encargos de uso da rede
Fornecimento não faturado - OCPC 08
Energia de curto prazo
Outras receitas
Tarifa social de consumidores de baixa renda
Receita de construção
Subvenção CDE p/cobertura descontos tarifários
Outros
Total
Total receita operacional bruta
Deduções
Tributos e contribuições sobre a receita
ICMS sobre venda de energia elétrica
COFINS
PASEP
Encargos do consumidor
Quota para Reserva Global de reversão - RGR
Encargo do consumidor - PEE
Encargo do consumidor - CDE
Encargo do consumidor - CCC
Encargo do consumidor - P&D
Outros encargos
Total das deduções
Total da receita operacional líquida
551.297
149.361
313.877
36.776
56.244
47.194
43.541
1.198.290
480.970
122.852
260.674
37.029
48.774
39.257
42.459
1.032.015
13.760
13.760
16.356
16.356
172.024
170.415
1.554.489
31.918
1.080.289
45.013
93.192
24.965
4.340
167.510
39.405
104.440
18.452
13.641
175.938
1.721.999
1.256.227
(242.354)
(101.282)
(21.987)
(365.623)
(215.664)
(87.222)
(18.936)
(321.822)
(8)
(5.353)
(3.281)
(656)
(4.112)
(2.035)
(1.725)
(4.197)
(224)
(12.949)
(334.771)
(5.353)
(248)
(14.243)
(379.866)
1.342.133
921.456
*Informações não auditadas.
a) Fornecimento de energia elétrica e disponibilidade da rede elétrica
 O consumo próprio não está contemplado na quantidade de MWh gerado (2014–3.724* e 2013 –
3.713*) e também no quantitativo de consumidores (2014 – 104* e 2013 – 128*).
 De acordo com o Despacho nº 1.618, de 23 de abril de 2008, deverá ser realizada a transferência de
receita para atividade de distribuição, adotando para fins de valoração uma única Tarifa de Uso dos
Sistemas de Distribuição – TUSD média.
b) Receita operacional líquida
A Companhia apresentou em 2014 uma ROL de R$ 1.347.805, representando um acréscimo de 46,27%
em relação ao mesmo período de 2013 (R$ 921.456), os fatores que mais contribuíram com este
aumento foram:
1. Evolução do número de consumidores
364
O mercado cativo de energia apresentou um aumento de 3,44% em relação ao mesmo período do
exercício anterior, passando de 981.326 para 1.013.867, que representa um incremento de 32.541 novas
unidades consumidoras.
Essa taxa de crescimento demonstra uma acomodação no crescimento do consumo de energia elétrica,
decorrente principalmente das fortes chuvas no primeiro trimestre.
As classes que apresentaram maior evolução de consumo foram:
 A classe Comercial apresentou uma evolução no consumo em 7,58% (51.570 MWh) com participação
de 5,84% no mercado cativo, além dos fatores econômicos favoráveis ao comércio, com inauguração de
novas unidades, principalmente 2 shopping center no segundo semestre de 2013 e também pela inclusão
de condomínios residenciais;
 A Classe Iluminação Pública em 6,72% (12.753MWh) em virtude das ações de recadastramento
realizados em Maceió;
 A classe Residencial apresentou uma evolução no consumo em 6,48% (79.440MWh) decorrente do
aumento no número de consumidores (29.799 novos consumidores, uma variação de 3.31% em relação
a 2013), da redução das tarifas e do aumento na posse e no uso de eletrodomésticos. É importante
ressaltar o crescimento da participação da Baixa Renda no consumo residencial, pois apresentou um
crescimento de 9,3% em relação a 2013;
 A Classe industrial apresentou uma evolução de 4,43% (24.573 MWh) apresentando uma acomodação
da taxa de crescimento, reflexo do baixo crescimento do PIB nacional, pela parada para manutenção da
Braskem. O maior aumento ficou com a produção de produtos plásticos com 13,2%;
A classe que apresentou menor evolução de consumo foi a classe Rural com um decréscimo de 17,20%
(37.160 MWh) em virtude do alto nível de precipitação pluviométrica;
2. Energia vendida em MWh
O volume total de energia vendida no mercado cativo foi de 3.335.540 MWh, apresentando um acréscimo
de 4,41% em relação ao mesmo período de 2013 (3.194.664 MWh).
3. Receita não faturada – OCPC 08
Refere-se ao reconhecimento dos ativos e passivos financeiros, cujos valores são repassados anualmente
na tarifa de distribuição de energia elétrica, conforme Orientação Técnica OCPC08. Para este registro o
contrato de Concessão nº 007/2001 foi aditado em 10 de dezembro de 2014, conforme Despacho ANEEL
nº 4.621, de 25 de novembro de 2014.
4. Perdas elétricas no sistema
As perdas elétricas totais (técnicas + não técnicas) no sistema de distribuição da Companhia passaram
de 26,13% para 24,81%. A continuidade das ações de inspeção e de regularização de unidades
consumidoras, principalmente na área de irrigação, as melhorias no processo de faturamento e o
recadastramento da carga de iluminação pública foram os principais fatores que contribuíram para
redução. Também contribuiu o início dos projetos financiados pelo Banco Mundial, especificamente os de
regularização de clandestinos e substituição de medidores obsoletos.
5. Reajustes tarifários
 Revisão tarifária extraordinária– Através da Resolução Homologatória nº 1.445, de 24 de janeiro de
2013, com vigência no período de 24 de janeiro de 2013 a 27 de agosto de 2013, a Agência Nacional de
Energia Elétrica – ANEEL, homologou as tarifas com redução média na baixa tensão em 18% e para alta
tensão 22%; Revogou a quota anual da Conta de Consumo de Combustível – CCC e homologou o valor
365
mensal de R$ 1.846 a ser repassado pela Eletrobras a partir de fevereiro de 2013, até o dia 10 do mês
subsequente, referente aos descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do serviço
público de distribuição de energia elétrica.
 Revisão tarifária 2013 – Através da Resolução Homologatória nº 1.606, de 27 de agosto de 2013, com
vigência a partir de 28 de agosto de 2013 a 27 de agosto de 2014, a Agência Nacional de Energia Elétrica
– ANEEL, homologou a Revisão Tarifária de 3,29% (três vírgula vinte e nove por cento), sendo -1,86%
(um vírgula oitenta e seis por cento negativo) relativos aos componentes econômicos, e 5,15% (cinco
vírgula quinze por cento) relativos aos componentes financeiros adicionais o que levou a um efeito médio
de 3,26% (três vírgula vinte e seis por cento).Fixando também as Tarifas de Uso dos Sistemas de
Distribuição (TUSD). Este reajuste incidiu na tarifa reduzidas na Revisão Tarifária Extraordinária de 2013.
 Reajuste tarifário 2014 – Através da Resolução Homologatória nº 1.782, de 26 de agosto de 2014,
com vigência a partir de 28 de agosto de 2014 a 27 de agosto de 2015, a Agência Nacional de Energia
Elétrica – ANEEL, homologou o Reajuste Tarifário de 32,36%, sendo 26,32% relativos aos componentes
econômicos, e 12,85% relativos aos componentes financeiros e -6,81% de efeito da retirada dos efeitos
financeiros do processo tarifário anterior, o que levou a um efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 32,36%. Fixando também as Tarifas de Energia e das Tarifas de Uso dos Sistemas de
Distribuição (TUSD).
A receita da concessionária de distribuição é composta por duas parcelas: a “Parcela A, representada
pelos custos não-gerenciáveis da empresa (encargos setoriais, encargos de transmissão e compra de
energia para revenda), e a “Parcela B”, que agrega os custos gerenciáveis (despesas com operação e
manutenção, despesas de capital).
O novo Reajuste Anual é calculado mediante a aplicação do Índice de Reajuste Tarifário sobre as tarifas
homologadas na data de referência anterior.
Participação no IRT
Período 28/08/2014 a
27/08/2015
R$
Rec eita Anual
Participação na
receita (%)
817.020
Enc argos setoriais
58.069
Custos c om Transporte de Energia
42.921
2,46
591.351
21,40
692.341
25,10
339.719
1,22
1.032.060
26,32
CVA
90.463
10,48
Neutralidade
(1.663)
(0,19)
Outros c omponentes financ eiros
22.134
2,56
110.934
12,85
Compra de Energia
Remuneraç ão bruta de c apital - Parc ela B
Rec eita requerida total ec onômic o
Total dos c omponentes financ eiros
Rec eita requerida total
Efeito tarifário médio para os c onsumidores c ativos:
1,24
1.142.994
39,17
6. Tarifa social de consumidores de baixa renda
As subvenções econômicas do subsidio da baixa renda a ser ressarcida pelo fundo da CDE administrado
pela Eletrobras são reconhecidas no resultado pelo regime de competência.
A Resolução Normativa nº 472, de 24 de janeiro de 2012, estabelece que as concessionárias de
distribuição, desde a realização das respectivas revisões periódicas do 2º Ciclo, o custeio da aplicação da
TSEE é misto, sendo parte com recursos da CDE e parte com recursos provenientes das tarifas dos
consumidores da própria área de concessão, mediante a consideração, no processo tarifário de cada
concessionária, de componente financeiro específico denominado “Previsão Subsídio Baixa Renda”, cujo
366
valor é revertido no processo tarifário subsequente e substituído pelo montante definitivo do subsídio
apurado a partir dos dados validados pela ANEEL no período de referência.
Conforme Art. 13, a DMR das concessionárias de distribuição referente ao período de dezembro de 2011
até o mês anterior ao respectivo reajuste ou revisão tarifária de 2012, deve ser custeada com recursos
da CDE em relação ao valor que exceder 1% (um por cento) da receita econômica da concessionária,
além dos descontos concedidos às famílias indígenas e quilombolas a que se refere o § 2o do art. 5o.
O aumento nesta rubrica refere-se a novas regras homologadas pela ANEEL por meio da Resolução nº
945/10 e Resolução Normativa nº 426/2011, no tocante ao recadastramento dos consumidores.
7. Receita e custo de construção
O ICPC 01 estabelece que o concessionário de energia elétrica deve registrar e mensurar a receita dos
serviços que presta de acordo com os Procedimentos Técnicos CPC 17 – Contrato de Construção (serviços
de construção ou melhoria) e CPC 30 – Receitas (serviços de operação – fornecimento de energia
elétrica), mesmo quando regidos por um único contrato de concessão.
A Companhia contabiliza receitas e custos relativos a serviços de construção ou melhoria da
infraestrutura utilizada na prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica. A margem de
construção adotada é estabelecida como sendo igual a zero, considerando que: (i) a atividade fim, ou
seja, a distribuição de energia elétrica; e (ii) toda receita de construção esta relacionada com a
construção de infraestrutura para o alcance da sua atividade fim, ou seja, a distribuição de energia
elétrica; e (iii) a Companhia terceiriza a construção da infraestrutura com partes não relacionadas.
Mensalmente, a totalidade das adições efetuadas ao ativo intangível em curso é transferida para o
resultado, como custo de construção, após dedução dos recursos provenientes do ingresso de obrigações
especiais. Os saldos de receita e custo de construção correspondem a R$ 93.192em 2013(2013 – R$
104.440), respectivamente.
8. Subvenção da CDE para custear descontos tarifários
Conforme Art. 13, inciso VII da Lei 10.438, de 26 de abril de 2002 e em cumprimento ao disposto no art.
3º do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013, a ANEEL homologa os valores a serem repassados
com recursos CDE pela Eletrobras, para cobertura dos descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos
usuários, retirados da estrutura tarifária das concessionárias de distribuição por ocasião da revisão
extraordinária:geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em
horário especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio
inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e; serviço público de
irrigação.
Os valores homologados foram:
2014
Resolução Homologatória nº 1445, de 24 de janeiro de 2013
(valor mensal R$ 1.846)- período março a dezembro/2013
Resolução Homologatória nº 1606, de 27 de agosto de 2013
(valor mensal de R$ 1.839) - período janeiro a julho de 2014.
12.872
Resolução Homologatória nº 1.782, de 26 de agosto de
2014 (valor mensal de R$2.418) - período agosto a
dezembro de 2014
12.093
24.965
2013
16.613
1.839
18.452
9. Outras receitas
367
2014
Renda da prestação de serviços
Arrendamentos e alugueis
Serviço taxado
Cobranças diversas - consumidores
Taxa de administração cobrança COSIP
Valor novo de reposição -VNR
Outras
48
5.267
6.247
3.784
2.575
(13.959)
378
4.340
2013
75
4.772
5.805
624
1.890
475
13.641
São receitas decorrentes da prestação de serviços como aluguéis de uso mútuo de postes, taxa de
administração da COSIP, e serviços cobráveis definidos pela REN 414/2010: Vistoria, aferição de
medidor, religação normal, religação de urgência, segunda via de fatura, desligamento programado,
religação programada, deslocamento ou remoção de postes, visita técnica, custo administrativo de
inspeção.
10. Quota para reserva global de reversão
A variação ocorrida neste rubrica ocorreu em função da extinção deste encargo através do Despacho nº
34 da ANEEL, de 10 de janeiro de 2013. O valor contabilizado em 2013 refere-se ao pagamento no da
quota de dezembro de 2012. O valor contabilizado em 2013 refere-se aos juros sobre o Fundo de
Reversão, fixado pela ANEEL através do Despacho nº298, de 11 de fevereiro de 2014.
11. Encargo do consumidor – CDE
Tem o objetivo de promover o desenvolvimento energético dos Estados e a competitividade da energia
produzida, a partir de fontes alternativas, nas áreas atendidas pelos sistemas interligados, permitindo a
universalização do serviço de energia elétrica. Os valores a serem pagos também foram definidos pela
ANEEL, através das Resoluções Homologatórias nºs1.409, de 24 de janeiro de 2013 e 1.699, de 07 de
abril de 2014.
12. Encargo do consumidor – CCC
Através da Resolução Homologatória nº 1.445, de 24 de janeiro de 2013 – Art. 6º, a ANEEL determina a
isenção do pagamento a partir do mês de fevereiro da quota anual da CCC pela CEAL. O valor
contabilizado em 2013 refere-se à parcela de janeiro de 2013.
30. CUSTO COM ENERGIA ELÉTRICA
(1) Energia elétrica comprada para revenda
Partes relacionadas
CCEE Curto prazo
CCEE Curto prazo -Disponibilidade ACR
CCEE - Contratação energia de reserva
CCEE - Cotas de garantia física
CCEE - Cotas partes Angra I e II
Proinfa
Terceiros
(-) Repasse CDE
(-) Repasse conta ACR
(-) Crédito PIS/COFINS
(a)
(b)
(c)
(d)
(e)
(f)
2014
(198.529)
(274.790)
(307.322)
(751)
(45.330)
(19.099)
(19.983)
(376.293)
9.789
347.105
53.637
(831.566)
2013
(120.950)
(130.885)
(40.864)
(2.618)
(34.749)
(17.457)
(16.391)
(236.446)
59.605
35.975
(504.780)
368
Os itens (a), (b) e (c) estão descritos na nota 16
(d) Repasse CDE
O Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013,determinou que os recursos da CDE fossem destinados as
distribuidoras para neutralizar a exposição no mercado de curto prazo, decorrente da alocação das cotas
de garantia física de energia e de potência de que trata o art. 1º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de
2013; e para cobrir o custo adicional decorrente do despacho de usinas termelétricas acionadas em razão
de segurança energética, conforme decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico.
O Decreto nº 8.203, de 2 de abril de 2014 altera o Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2014, de forma
a incluir a neutralização da exposição involuntária das concessionárias de distribuição no mercado de
curto prazo decorrente da compra frustrada no leilão de dezembro de 2013, estendendo a cobertura do
repasse para a competência de janeiro de 2014.
(e) Repasse Conta - ACR
O Decreto nº 8.221/2014, de 1º de abril de 2014, regulamentada pela Resolução Normativa ANEEL nº
612/2014, de 16 de abril de 2014, estabeleceu a criação da Conta no Ambiente de Contratação
Regulada- Conta -ACR, que tem como finalidade cobrir total ou parcialmente, as despesas incorridas
pelas concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica do período de fevereiro a
dezembro de 2014, em decorrência da exposição involuntária no mercado de curto prazo, e despacho de
usinas termelétricas vinculadas a contratos de comercialização de Energia no Ambiente Regulado –
CCEAR.
(f) Crédito PIS/COFINS
A Companhia utiliza os créditos das contribuições do PIS e da COFINS e que são tomados em de acordo
com o Artigo 3º das Leis 10.637/2002, que dispõem sobre Programa de Integração Social – PIS, e
10.833/2003 da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS pelo regime não
cumulativo e cumulativo.
Os débitos são apurados com base na receita operacional e contabilizados como dedução de receita pelo
regime de competência e segundo a legislação em vigor do regime não cumulativo e cumulativo as
alíquotas utilizadas são de 1,65% e 7,6% e ainda 0,65% e 3,00%, respectivamente.
A Companhia, quando da determinação das bases de cálculo das contribuições ao PIS e a COFINS
considera, também, o que determina o Artigo 7º e parágrafo Único da Lei 12.873/13.
Variações:
 Preço de compra da energia do 12º leilão de energia existente (A1) de dezembro de 2013, onde a
Companhia foi atendida com 57,7 MW médios, com suprimento a partir de janeiro de 2014. O preço
previsto na tarifa pela ANEEL foi de R$ 113,00. O preço médio negociado no leilão foi de R$ 166,00;

Aumento do despacho térmico (receita variável das térmicas) devido ao baixo nível dos reservatórios;
 Preço de compra de energia do 13º leilão de energia existentes (A) de abril de 2014, onde a
Companhia foi atendida com 43,33 MH médios. O preço previsto na tarifa pela ANEEL foi de R$ 113,00. O
preço médio negociado no leilão foi de R$ 268,33.
 Os custos com a compra de energia foi capturada no reajuste tarifário em agosto de 2014
(correspondente a 10,25% da CVA homologada);
 Para o período de maio a dezembro de 2014 foi constituída uma previsão de CVA de energia no valor
de R$ 108.373.
 Neste exercício de 2014 a Companhia ficou sobre contratada em 101,5% em relação ao consumo
necessário para atender ao seu mercado anual, portanto dentro do limite regulatório de até 105%.
369
A seguir, demonstramos o montante de energia elétrica comercializada pela Companhia.
Modalidade quantidade
Modalidade disponibilidade
Cotas
Angra I e II
Proinfa
Mercado de curto prazo
MWh (não auditado)
2014
2013
1.881.294
1.843.481
1.144.440
687.723
1.440.789
1.447.713
127.981
124.500
78.654
78.002
70.855
351.267
4.744.013
4.532.686
(2) Encargos de uso do sistema de distribuição
2014
Partes relac ionadas
Enc argo Serviç o do Sistema- ESS
ESS - Ac ronômos
(-) Reembolso CDE
(-) Rembolso c onta ACR
(-) Crédito PIS/COFINS
Terc eiros
(18.212)
(20.537)
27.538
(30.397)
2.939
(19.089)
(57.758)
2013
(13.172)
(36.480)
39.590
2.179
(13.581)
(21.464)
O aumento no valor pago de encargos do uso do sistema de transmissão ocorreu com a elevação de 70%
aprovado pela ANEEL através da Resolução Homologatória nº 1.758 de 24 de junho de 2014, nas tarifas
de rede básica.
A redução do Encargo de Serviço do Sistema – ESS está ligado a alteração no cálculo do Preço das
Liquidações das Diferenças – PLD. A partir de 2014 foi incluído no preço do PLD a aversão do risco, cujo
valor anteriormente era coberto pelo ESS.
31. CUSTO DE OPERAÇÃO, CUSTO DE CONSTRUÇÃO E DESPESAS OPERACIONAIS
370
2014
Custo de
operação
DESCRIÇÃO
Pessoal
Administradores
Material
Serviço de terceiros
Seguros
Tributos
Doações
(-) Recuperação de despesas
Provisões líquidas
Perdas de contas incobráveis
Outros
Total
(a)
(97.084)
(b)
(1.260)
(32.846)
Custo de
construção
Despesas
operacionais
Total
(47.721)
(468)
(275)
(47.468)
(93.192)
(1.869)
(2.396)
(689)
(422)
(401)
(26.919)
(3.976)
(1.690)
(18)
1.302
(c)
(d)
(e)
(1.769)
(164.260)
(124)
(25.806)
(82.464)
(6.463)
(216.566)
(93.192)
(144.805)
(468)
(1.535)
(80.314)
(93.192)
(1.869)
(29.315)
(4.665)
(422)
(2.091)
(142)
1.302
(25.806)
(82.464)
(8.232)
(474.018)
2013
Custo de
operação
DESCRIÇÃO
Pessoal
Administradores
Material
Serviço de terceiros
Seguros
Tributos
Doações
(-) Recuperação de despesas
Custos implantação MCPSE
Provisões líquidas
Perdas de contas incobráveis
Outros
Total
(a)
(179.523)
(b)
(1.415)
(34.459)
Custo de
construção
Despesas
operacionais
Total
(64.816)
(398)
(401)
(40.216)
(104.440)
(2.019)
(2.462)
(1.054)
(481)
(327)
(23.897)
(3.391)
(1)
(1.623)
(140)
1.109
(742)
(c)
(d)
(e)
(5.980)
(250.062)
(7)
(104.440)
53.451
(95.871)
(21.245)
(175.846)
(244.339)
(398)
(1.816)
(74.675)
(104.440)
(2.019)
(26.359)
(4.445)
(482)
(1.950)
(147)
1.109
(742)
53.451
(95.871)
(27.225)
(530.348)
a) Pessoal
371
Nesta rubrica houve uma redução de 35,36% decorrente principalmente pela saída de
264funcionáriosque aderiram ao Plano de Incentivo ao Desligamento– PID no exercício de 2013.
Excluindo o PID a redução foi de 7,18% em várias rubricas: como medidas de redução de horas extras,
periculosidade, PLR e outras remunerações e da transferência para investimentos;
b) Serviço de terceiros
O aumento nesta rubrica foi decorrente de gastos com manutenção e conservação do sistema operacional
da Companhia decorrente da melhoria continua no atendimento dos consumidores, e do crescimento da
área atendida, tais como:
 Aumento em serviços de limpeza, roço e poda de redes com novo contratado em 2014;
 Aumento em Administração de postos de atendimentos com o aumento de 13 postos e reajuste
contratual;
 Aumento em leitura e entrega de contas decorrentes de reajuste de contrato, de novo contrato com
cobertura de GPS, fotografia e vistoria;
 Aumento em manutenção e proc. software – novos contratos a partir de 2014 para manutenção de
sistema, implantação da nova plataforma do SGD e manutenção e suporte dos produtos Oracle; e
 Aumento em agentes arrecadadores decorrente do reajuste das tarifas bancárias.
c) Provisões líquidas
Trabalhistas
Perdas em estoque
Cíveis
Outros
Ação CEAL x Codevasf x CHESF
Provisão para crédito de liquidação duvidosa

2014
139
(3.481)
(11.972)
(25.513)
15.021
(25.806)
2013
(5.887)
902
13.569
44.867
53.451
Trabalhistas– A variação na rubrica de contingências é decorrente de baixas de processos;
 Provisões para crédito de liquidação duvidosa – a partir de maio de 2013 houve a transferência para
perdas de faturas até R$ 30.000,00 vencidas a mais de um ano, com procedimentos judiciais conforme
Legislação e entendimento da administração;
 Cíveis – No exercício de 2013 houve a reversão da provisão decorrente da análise das decisões
proferidas em sede dos juizados especiais, onde percebeu-se que a média das condenações são
consideravelmente inferiores aos pleitos formulados pelos demandantes, que represa a média das
decisões proferidas entre os meses de janeiro a agosto. A variação em 2014 refere-se a constituição de
novas ações; e

Ação CEALXCODEVASFXCHESF – ver Nota 12 f.
d) Perdas para contas incobráveis
Redução de 13,98% passando de R$ 95.871 para R$ 82.464 da rubrica de perdas de contas a receber
incobráveis pela baixa de títulos de acordo com os artigos 9º a 12ª, da Lei nº 9.430, de 27 de dezembro
de /12/1996, e 340 a 343, do Regulamento do Imposto de Renda/1999, que estabelecem que os valores
contabilizados como perdas possam ser considerados dedutíveis em substituição à provisão para créditos
de liquidação duvidosa, é decorrente das baixas a partir de maio de 2013 das contas vencidas no valor de
R$ 30.
 Outros
O redução de 69,58%, passando de R$ 21.245 em 2013 para R$ 6.463 em 2014, é decorrente de dois
principais fatores ocorridos em 2013:
372
 Para implantação do Manual de Controle Patrimonial, conforme Resolução Normativa ANEEL nº 367,
de 26 de junho de 2009, foi contratada empresa para execução dos serviços de inventário físico de bens
e instalações em serviços, com conciliação dos respectivos registros e saldos contábeis. Os ajustes foram
efetuados em março/2013, impactando no resultado em R$ 16.323.
 Provisão das perdas do ativo financeiro – intangível no valor de R$ 4.727, referente sobras contábeis
da Base de Remuneração Regulatória.
32. RESULTADO FINANCEIRO
2014
Rec eitas
Renda de aplic aç ões financ eiras
Variaç ão monetária - parc elamento
Variaç ão monetária - depósito judic ial
Variaç ão monetária - c onta de energia
Variaç ão monetária - outras
Ac résc imo moratórios c onta de energia
Aç ão CEAL x CHESF x CODEVASF
Juros sobre parc elamentos
Outras
Despesas
Enc argos de dívidas (líq. transferênc ias p/intangível e
financ eiro)
Variaç ão monetária - supridores
Variaç ão monetária - financ iamentos e empréstimos
Variaç ão monetária - taxa de c âmbio
Variaç ão monetária - AFAC
Variaç ão monetária - PEE e P&D
Variaç ão monetária - energia livre
Variaç ão monetária - FACEAL
Variaç ão monetária - CVA
Variaç ão monetária - outros
Juros ICMS baixa renda
Juros e taxa de administraç ão - FACEAL
Outras despesas financ eiras - multas ANEEL/ARSAL
Outras despesas financ eiras - devoluç ão aos
c onsumidores
Outras despesas financ eiras - IOF
Outras despesas financ eiras - multas moratórias
Aç ão CEAL x CHESF x CODEVASF
Outras
2013
1.852
10.426
338
7.524
1.879
32.327
18.143
10.164
632
83.285
1.705
7.961
387
6.667
304
26.465
(81.514)
(1.209)
(1.065)
(195)
(609)
(1.236)
(277)
(675)
(26)
542
(43.933)
(2.396)
(39)
(189)
(10.228)
(448)
(218)
(1.019)
14.903
49
58.441
(781)
(1.144)
(664)
(1.430)
(865)
(3.636)
(7.388)
(5.296)
(13.011)
(34.587)
(18.143)
(3.330)
(164.648)
(81.363)
(5.495)
(653)
(7.662)
(84.171)
(25.730)
O resultado financeiro apresentou um acréscimo de 238,26%, cujas variações seguem abaixo:
a) Aumento das despesas financeiras em 102,35%decorrente de:

Inadimplência junto ao CCEE gerando encargos e penalidades;

Inadimplência do serviço da dívida da Eletrobras com captação de financiamentos para
liquidação;

Inadimplência com as geradoras de energia, gerando multas e juros;

Pela repactuação da dívida da Eletrobras elevando os encargos de dívidas;

Inadimplência dos tributos estaduais e federais.

Ajuste saldo parcelamento PAEX e Ordinário.
373
b) Aumento das receitas financeiras em 42.51% decorrente de:

Aumento da variação monetária e juros sobre parcelamentos e pelo acréscimo moratórios
sobre conta de energia em atraso.
33. IMPOSTO DE RENDA
Constituição do Ativo Fiscal para utilização de créditos decorrentes de prejuízo fiscal e de base de cálculo
negativa da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido, para quitação antecipada dos débitos parcelados,
conforme Portaria Conjunta PGFN/RFB nº 15, de 22 de agosto de 2014, que regulamentou o artigo 33 da
Medida Provisória nº 651, de 9 de julho de 2014;
34. PREJUÍZO POR AÇÃO
a) Básico
O prejuízo básico por ação é calculado mediante a divisão do prejuízo atribuível aos acionistas da
Companhia, pela quantidade média ponderada de ações ordinárias emitidas, excluindo as ações
ordinárias compradas pela Companhia e mantidas como ações em tesouraria.
Prejuízo atribuível aos acionistas da Companhia
Média ponderada da quantidade de ações básicas
10% a mais para dividendos
Ordinárias
(134.601)
714.156
(0,19)
2013
Preferenciais
(2.548)
12.291
1.229
(0,21)
Total
(137.149)
726.447
1.229
(0,19)
Ordinárias
(93.582)
714.156
(0,13)
2014
Preferenciais
(1.772)
12.291
1.229
(0,14)
Total
(95.354)
726.447
1.229
(0,13)
b) Diluído
O prejuízo diluído por ação é calculado mediante o ajuste da quantidade média ponderada de ações
ordinárias em circulação, para presumir a conversão de todas as ações ordinárias potenciais diluídas. A
Companhia tem apenas uma categoria de ações ordinárias potenciais diluídas: AFAC. De acordo com o
cálculo efetuado pela Administração, as ações potenciais são antidiluidoras, pois sua conversão em ações
ordinárias e preferenciais diminui o prejuízo por ação, portanto, o prejuízo por ação diluído é igual ao
prejuízo por ação básico apresentado acima.
374
Média ponderada da quantidade de ações diluidoras
Ordinárias
(134.601)
714.156
500.564
(0,11)
Média ponderada da quantidade de ações diluidoras
Ordinárias
(93.582)
714.156
718.239
(0,07)
2013
Preferencias
(2.548)
12.291
8.615
2.091
(0,12)
2014
Preferencias
(1.772)
12.291
12.361
2.465
(0,07)
Total
(137.149)
726.447
509.179
2.091
(0,11)
Total
(95.354)
726.447
730.600
2.465
(0,07)
35. PLANO NACIONAL DE UNIVERSALIZAÇÃO DO ACESSO E USO DE ENERGIA ELÉTRICA (não
auditado)
A Resolução ANEEL nº 223, de 29.04.2003, alterada pela Resolução nº 52, de 25.03.2004, estabeleceu
as condições gerais para elaboração dos Planos de Universalização de Energia Elétrica, visando ao
atendimento de novas unidades consumidoras, ou aumento de carga, regulamentando o disposto nos
artigos 14 e 15 da Lei nº 10.438, de 26.04.2002, e fixou as responsabilidades das concessionárias e
permissionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica.
A Lei nº 10.762, de 11.11.2003, alterou a prioridade de atendimento aos municípios, dando ênfase aos
com menor índice de eletrificação e limitou esse atendimento a apenas novas unidades, ligadas em baixa
tensão (inferior a 2,3 kV), com carga instalada de até 50 kW.
Em 2 de abril de 2013, a ANEEL reconsiderou seu despacho anterior de 2012 que decretava o meio rural
do Estado de Alagoas como universalizado, logo a empresa ficou apta a apresentar uma nova proposta
para universalização, conforme critérios definidos na Resolução Normativa nº 563, de 9 de julho de 2013.
a) Programa Luz para Todos
O Decreto Presidencial nº 4.873, de 11.11.2003, instituiu o Programa Luz para Todos, destinado a
propiciar, até o ano de 2008, o atendimento em energia elétrica à parcela da população do meio rural
brasileiro que ainda não tem acesso a esse serviço público.
Com a publicação do Decreto nº 7.324, de 05 de outubro de 2010, o Programa Luz para Todos foi
estendido até dezembro de 2011 para que os contratos de financiamento firmados e que estivessem em
tramitação fossem concluídos. Posteriormente, através dos Decretos nºs 7.520 e 7.656, de 08 de julho
de 2011 e 23 de dezembro de 2011, respectivamente, o programa foi estendido até 2014.
Em 2013, foram eletrificados 2.008 domicílios rurais, beneficiando uma população estimada em 10.040
pessoas, totalizando 92.881 ligações desde o início do Programa em 2004 – produzindo um total de
464.405 pessoas beneficiadas. As ligações realizadas em 2013 estão distribuídas em 238 obras de
eletrificação rural, em todas as regiões do estado de Alagoas – a um custo aproximado de 9,8 milhões de
reais.
Conforme Resolução Normativa nº 563, de 9 de julho de 2013, a Companhia encaminhou para a ANEEL
um nova proposta de revisão para o seu plano de universalização, para a área rural, em cumprimento ao
art. 6º dessa Resolução, contendo 15.629 domicílios sem energia elétrica já identificados.
Em 31 de dezembro de 2013, a Companhia assinou um novo Termo de Compromisso junto ao MME,
ANEEL e Eletrobras, o qual determina as metas de ligações previstas para Alagoas em 2014 – 10.479
domicílios para eletrificar.
Os recursos necessários para a execução das obras é oriundo de recursos obtidos através de
financiamento junto a Eletrobras e recursos próprios. Em dezembro de 2014 foi assinado um contrato de
financiamento junto a Eletrobras e está tramitando junto a Caixa Econômica Federal a assinatura de um
contrato de financiamento visando garantir parte dos recursos que anteriormente eram subsidiados pelo
375
RGR. Está em processo a licitação para contratação de empresas para execução das obras necessárias a
ligação dos domicílios. A expectativa é que as obras sejam iniciadas a partir do segundo semestre de
2015.
O Programa também contempla investimentos na rede de distribuição da empresa, aumentando a
capacidade das linhas relacionadas às obras do Programa. Assim, em 2013 foram reformados/construídos
30,20 km de linhas de distribuição (Reforço de Rede), bem como, instalados 03 unidades de reguladores
de tensão do tipo monofásico 15,0kV 276kVA. Destacando em 2013, a construção do alimentador Porto
Calvo/Porto de Pedras com 26,05 km de linha distribuição.
Essas obras de reforço de rede geram vários benefícios para os consumidores, tanto os atendidos pelo
Programa como os já existentes. Podemos citar como benefícios a melhoria da qualidade do fornecimento
e confiabilidade do sistema, contribuindo para a redução das perdas no sistema elétrico da Companhia.
36. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL
Encontram-se registrados, na Parte “B” do Livro de Apuração do Lucro Real – LALUR, prejuízos fiscais,
sem prazos de prescrição, compensáveis com lucros a serem auferidos futuramente, conforme legislação
vigente.
A Companhia tem, ao longo dos anos, apurados valores decorrentes da base de cálculo negativa de
Contribuição Social sobre o Lucro Líquido. No quadro abaixo está demonstrado a posição desses créditos,
sendo que a Companhia não está reconhecendo o ativo referente atais créditos fiscais em função do
histórico de prejuízo:
Prejuízos fiscais
Base negativa de contribuição social
2014
746.565
787.920
1.534.485
2013
568.864
610.221
1.179.085
37. SEGUROS
A Companhia possui um programa de gerenciamento de riscos com o objetivo de delimitá-los,
contratando no mercado coberturas compatíveis com o seu porte e operação. As coberturas foram
contratadas seguindo a política de gerenciamento de seguros definida pela administração para cobrir
eventuais sinistros, considerando a natureza da sua atividade, os riscos envolvidos em suas operações.
A Companhia mantém a cobertura de seguros para riscos nomeados, veículos e seguro de vida, levando
em conta o grau de risco para cobrir eventuais perdas sobre seus ativos e/ou responsabilidades,
conforme estabelecidas pelas Leis nº 8.666/93, nº 8.987/95 e nº 10.520/02, Decreto nº 5.450/05 e
demais legislações aplicáveis.
A especificação por modalidade de risco e data de vigência dos principais seguros contratados pela
Companhia está demonstrada a seguir:
Riscos
Vigência
3/4/2014 a 03/04/2015
Riscos nomeados - subestações
3/4/2014 a 03/04/2015
Riscos nomeados - imóveis próprios e locados
01/11/2014 a 01/11/2015
Veículos
01/06/2014 a 01/06/2015
Seguro de vida
Importância
segurada
51.715
36.851
100% da tabela FIPE
Prêmio
360
38
17
Variável
415
a) Riscos nomeados - seguro com a Tókio Marine Seguradora S/A. A cobertura securitária de bens
abrangem na Apólice 05 96 000632, imóveis próprios, locados e almoxarifados com suas respectivas
edificações, equipamentos e mercadorias. Na Apólice 05 96 000631, estão cobertos edificações e os
principais equipamentos das subestações com seus respectivos valores segurados e Limites Máximos
de Indenizações (LMI). A cobertura abrange avarias, perdas e danos materiais de origem súbita,
imprevista e acidental a equipamentos, maquinismos, ferramentas, móveis e utensílios, e demais
376
instalações que constituem o estabelecimento segurado (prédios e subestações), provocados por
roubo e furto, incêndio, queda de raio e explosão de qualquer natureza, vendaval, cobertura de
equipamentos eletrônicos, cobertura adicional de danos elétricos, além de cobertura para
inclusões/exclusões
de
bens/locais
e
alterações
de
valores
em
risco
(aumento/redução/transferências) automaticamente amparados pelo seguro com um Valor em risco
máximo de R$ 5.000;
b) Veículos - seguro com Porto Seguro Cia de Seguros Gerais para cobertura da frota própria: danos
materiais, danos corporais, morte, invalidez permanente, perdas e danos materiais de origem súbita,
com assistência 24 horas e garantias aos vidros, para todos os veículos de frota própria, além da
cobertura de casco (100% da Tabela FIPE) para os veículos de frota própria de grande porte;
c) Seguro de vida – seguro contratado com a Sul América Seguros, para funcionários, com o limite
máximo de indenização (LMI) de 30 vezes o salário base limitado a um a salário de R$ 3.234,94 com
as seguintes coberturas: morte qualquer causa, indenização especial por morte acidental (I.E.A);
invalidez permanente ou parcial por acidente (I.P.A); invalidez funcional permanente total por doença
e garantia de inclusão de cônjuges com 50% da cobertura básica.
38. TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS
A Companhia efetuou operações comerciais com partes relacionadas, como compra de energia elétrica,
operações de empréstimos e financiamentos, pessoal cedido e encargos de uso da rede de distribuição,
pertencentes ao mesmo grupo econômico, cujos saldos, natureza e condições das transações estão
demonstrados a seguir:
377
31.12.2014
31.12.2013
Ativo (Passivo)
Ativo (Passivo)
ELETROBRAS
Emprést. e financiamentos - encargos e outros
(940.900)
Adiantamento para futuro aumento
(8.307)
de capital
Suprimento de energia
Pessoal cedido a empresa
Pessoal cedido a CEAL
CHESF
Contrato de cotas de garantia física
Convênio CEAL X CODEVASF X CHESF
Pessoal cedido a CEAL
FURNAS
Contrato de cotas de garantia física
Suprimento de energia e uso da rede
ELETROBRAS ELETRONUCLEAR
CELG
CGTEE
ELETRONORTE
ELETROSUL
AMAZONAS ENERGIA
Rateio de softw are
BOA VISTA ENERGIA
DISTRIBUIÇÃO PIAUÍ
Pessoal cedido à ED PIAUÍ
CENTRAIS ELÉTRICA RONDONIA
Cota parte LPT
31.12.2014
Receitas
(Despesas)
31.12.2013
Receitas
(Despesas)
(603.756)
(81.991)
(42.440)
(7.698)
(609)
(10.228)
-
74
(114)
(19.983)
(311)
(16.391)
(1.235)
(949.207)
(611.494)
(102.894)
(70.294)
(2.453)
(1.548)
(25.513)
389
(29.125)
(2.061)
(1.078)
96
(3.043)
(27.703)
(12.887)
(25.513)
(556)
(66.659)
(27.713)
(10.276)
(347)
(38.336)
(1.098)
(12.335)
(246)
(910)
(15.675)
(132)
(12.000)
(63.118)
(1.870)
(12.060)
(57.961)
(1.170)
(13.679)
(16.717)
(76.988)
(71.191)
(1.582)
(1.584)
(19.099)
(17.502)
-
-
-
-
(382)
(515)
(2.344)
(3.764)
(11.390)
(212)
(11.602)
(5.054)
(56)
(5.110)
(72.227)
(1.540)
(73.767)
(43.261)
(507)
(43.768)
(137)
(231)
(123)
(137)
(1.115)
(1.869)
(1.121)
(1.194)
(368)
(260)
(2.984)
(2.315)
(112)
(21)
(453)
(422)
(398)
(463)
(325)
(133)
(453)
(820)
(788)
-
(21)
(21)
(213)
(213)
(231)
(231)
240
240
228
228
-
-
-
(66)
-
-
(2.001)
(1.368)
(5.258)
(3.265)
(1.530)
(5.813)
(66)
FACEAL
Dívida consolidada
Benefício pós emprego
Outros
(6.169)
(7.977)
(1.667)
(14.863)
(10.806)
(1.662)
(15.813)
(27.331)
(8.627)
(10.608)
(1.021.651)
(666.366)
(354.395)
(258.797)
378
Os principais negócios entre as partes relacionadas são:
a) Contrato de conexão do sistema de transmissão (CUST)
CHESF– Contrato nº 090/2002, de 31.12.2002 – Termo aditivo nº 12 de 11.01.2013, com vigência
até a extinção da concessão, corrigido anualmente pela regulamentação da ANEEL.
b) Contrato de conexão do sistema de transmissão (CCT)
Contratos com a Chesf, com vigência a partir da assinatura, permanecendo até a extinção da
concessão da distribuidora ou da transmissora, o que ocorrer primeiro, referente às subestações de
Maceió CHESF, Angelim, Penedo, Rio Largo, Xingo, Zebú, Abaixadora, Angelim, Moxotó, Zumbi,
Arapiraca III-ART, Zebu II e ZBD, Maceió II.
c) Contratação no Ambiente Regulado (CCEAR), promovidos e regulamentados pela ANEEL
Contratos com Eletronorte, Furnas, CGTEE, Eletrosul, CELG e Eletronuclear para os períodos de 2007
a 2015.
d) Regime de cotas de garantia física – Aquisição de energia por quotas conforme Lei 12.783, de 11
de janeiro de 2013, das empresas do sistema: FURNAS e CHESF.
e) Poder público Federal - União
ATIVO
Consumidores e revendedores
Total
2014
Órgãos Federais
3.619
TOTAL
3.619
3.619
RESULTADO
Outras reeeitas
Total
2013
Órgãos Federais
2.863
3.619
2014
Órgãos Federais
15.795
TOTAL
15.795
15.795
2.863
2013
Órgãos Federais
13.231
15.795
13.231
TOTAL
2.863
2.863
TOTAL
13.231
13.231
39. REMUNERAÇÃO DO PESSOAL ADMINISTRADORES
A remuneração referente a salários e encargos pago ou a pagar aos conselheiros e Diretor Presidente
está demonstrada a seguir:
2014
Honorários
Encargos sociais
468
94
562
2013
398
80
478
40. TREINAMENTO E DESENVOLVIMENTO DE PESSOAL (Não auditado)
379
2014
2.740
21.328
2,84
246,18
202,36
497
181,42
Empregados treinados (nº)
Homem hora treinados (h)
Média hora de treinamentos (h)
Índice de empregados treinados (%)
Força de trabalho treinada (%)
Investimento total (R$ mil)
Valor médio investido por empregado (R$)
2013
3.696
28.687
1,16
318,89
273,37
749
202,68
41. LEILÃO DE ENERGIA
Durante o ano de 2014, a Companhia participou de quatro leilões para compra de energia elétrica. No dia
25 de abril foi realizado o 13º Leilão de energia (A), onde foram comercializados 43,335 MW médios com
início do suprimento para maio de 2014. Em junho foi realizado o 16º leilão de energia nova (A-3) para
início de suprimento em 2017, no qual foram comercializados 5,633 MW médios. No mês de setembro,
ocorreu o 20º leilão de energia nova (A-5) com início de suprimento em 2019, onde forma contratados
18,779 MW médios. No dia 5 de dezembro, ocorreu a realização do 14º leilão de energia (A-1) de
empreendimentos existentes, onde foram contratados 30,174 MW médios com início de suprimento a
partir de 2015.
Contrato de Compra e Venda de Energia CCEAR
Valores em MWH (não auditado)
Tarifa média de compra 2013/17 - R$
Valores
2015
2016
5.049.171
122,80
620.043
5.701.359
122,83
700.321
2017
5.766.446
130,61
753.132
2018
6.187.647
137,85
852.984
2019
6.352.154
140,82
894.483
Após 2019
6.352.154
140,82
894.483
42. QUESTÕES AMBIENTAIS (informação não auditada)
A Companhia executa as atividades de acordo com os princípios estabelecidos pela política nacional,
estadual e municipal de meio ambiente, cumprindo a legislação ambiental e complementando-a com
normas internas, buscando a integração com outros setores ou instituições, visando elaborar planos e
ações socioambientais em projetos de energia que contribuíam para a sustentabilidade, cujas ações em
2014 destacam-se:
 Obtenção de 13 (treze) Licenças Ambientais, sendo: 04 (quatro) Licenças Prévias, 08 (oito) Licença de
Instalação, 01 (uma) Licença de Operação,07 (sete) autorizações de ampliação de subestações em todo o
Estado, contribuindo significativamente para atender a demanda de energia do mercado;
 Contratação de empresa especializada em elaboração de RAS – Relatório Ambiental Simplificado
atendendo à Resolução CONAMA 279 de 2001;
 Contratação de empresa especializada em serviços arquelógicos, em atendimento à Constituição
Federal, as Leis nº 3.924/1961 e 9.605/1998, às Portarias IPHAN nº 0017/1988 e 230/2002, e às
Resoluções CONAMA nº 001/1986 e nº 237/1997.
43. COMPROMISSOS OPERACIONAIS
a) Os compromissos de longo prazo da Companhia, relacionados a contratos de compra de energia
elétrica são:
380
Gerador de energia
2016
Empresa do Grupo Eletrobras
Volume MW
3.420.815
Preço MWh
122,83
Total
420.193
Gerador de energia
2017
Volume MW
3.459.868
Preço MWh
130,61
Total
451.879
Gerador de energia
2018
Volume MW
3.712.588
Preço MWh
137,85
Total
511.790
Gerador de energia
2019
Volume MW
3.811.292
Preço MWh
140,82
Total
530.690
Gerador de energia
2019
Volume MW
3.811.292
Preço MWh
140,82
Total
536.690
Gerador de energia
Após
2019
Volume MW
3.811.292
Preço MWh
Total
140,82
536.690
Outras
2.280.544
122,83
280.128
Outras
2.306.578
130,61
301.253
Outras
2.475.059
140,82
341.194
Outras
2.540.862
140,82
357.793
Outras
2.540.862
140,82
357.793
Outras
2.540.862
140,82
357.793
b) Compromisso de investimento para o exercício de 2015
Compromissos com origem de recursos vinculadas a financiamentos e geração de caixa, conforme artigo
196 da Lei nº 6.404/1976:
Ampliação da sistema
Manutenção do sistema
Adequação comercial
Programa Luz para Todos
Infraestrutura
2015
28.843
24.108
62.507
16.199
22.284
153.941
44. INSTRUMENTOS FINANCEIROS E GESTÃO DE RISCOS
44.1 – GESTÃODE RISCO FINANCEIRO
381
As atividades da Companhia a expõem a diversos riscos financeiros: risco de crédito, risco de liquidez e
risco de taxa de juros.
Risco de crédito
A política da Companhia considera o risco de crédito a que está disposta a se sujeitar no curso de seus
negócios, bem como no acompanhamento dos prazos concedidos. São procedimentos adotados a fim de
minimizar eventuais problemas de inadimplência em seu contas a receber de clientes.
A Companhia não realiza análise de crédito previamente ao início do fornecimento de energia, pois como
distribuidora de energia elétrica, é regida por contrato de concessão, bem como pela regulamentação do
setor elétrico e obrigada a fornecer energia a todos os clientes localizados na sua área de concessão.
Para recuperação da inadimplência a Companhia atua por meio de:
i.
ii.
iii.
iv.
v.
Programas de renegociação dos débitos pendentes;
Negativação de clientes em empresas de proteção ao crédito;
Suspensão do fornecimento de energia elétrica, em conformidade com a regulamentação vigente;
Contratação de empresa especializada na cobrança de contas em atraso e
Cobrança judicial.
Risco de liquidez
É o risco da Companhia não dispor de recursos líquidos suficientes para honrar seus compromissos
financeiros, em decorrência de descompasso de prazo ou de volume entre os recebimentos e pagamentos
previstos. Para administrar a liquidez do caixa são estabelecidas premissas de desembolsos e
recebimentos futuros, sendo monitoradas diariamente pela Diretoria financeira.
Os eventuais saldos de caixa auferidos pela Companhia, além dos programados para administração do
capital circulante, são transferidos para contas correntes com incidência de juros, depósitos a prazo e
depósitos de curto prazo, escolhendo instrumentos dentro das limitações legais que requer a concessão,
com vencimentos apropriados ou liquidez suficiente para fornecer margem, conforme determinado pelas
previsões acima mencionadas. Abaixo, posição da conta de fornecedores, encargos setoriais e
financiamentos e empréstimos:
Menos de 1
ano
Entre 1 e 2
anos
Acima de 5
anos
6.384
-
1.263
175.962
-
-
63.843
-
-
7.808
-
-
8.307
-
-
262.304
-
1.263
Fornecedores
10.822
5.950
1.114
147.547
-
-
50.752
-
-
13.650
-
-
7.698
-
-
230.469
5.950
1.114
Fornecedores
As
Obrigações de ressarcimento e Adiantamento para futuro aumento de capital são corrigidos
mensalmente pela taxa SELIC.
Risco de taxa de juros
382
O risco associado é oriundo da possibilidade da Companhia incorrer em perdas por causa de flutuações
nas taxas de juros que aumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos e financiamentos.
Esse risco é mitigado pelo fato da Companhia concentrar a captação de seus empréstimos com a
Eletrobrás, a juros fixos, conforme divulgado na Nota 8.
44.2 – GESTÃO DE CAPITAL
Os objetivos da Companhia ao administrar sua estrutura de capital, são os de salvaguardar a capacidade
de continuidade para oferecer retorno aos acionistas e qualidade nas obrigações previstas no contrato de
concessão, além de manter o equilíbrio necessário para a redução dos seus custos.
A Companhia monitora o capital com base no índice de alavancagem financeira. Esse índice corresponde
à dívida líquida dividida pelo capital total. A dívida líquida, por sua vez, corresponde ao total de
empréstimos (incluindo empréstimos de curto e longo prazos, conforme demonstrado no balanço
patrimonial). Subtraído do montante de caixa e equivalentes de caixa. O capital total é apurado através
da soma do patrimônio líquido, conforme demonstrado no balanço patrimonial, com a dívida líquida.
Os índices de alavancagem financeira em 31 de dezembro de 2014e 31 de dezembro de 20132 podem
ser assim sumariados:
(-) Caixa e equivalentes de caixa
Dívida líquida
Total do patrimônio líquido
Total do Capital
1.
2014
(958.332)
9.619
(948.713)
11.075
(937.638)
2013
(629.755)
25.646
(604.109)
21.400
(582.709)
Instrumentos financeiros por categoria
Ativo financeiro (Circulante/não circulante)
Empréstimos e recebíveis
Caixa e equivalentes de caixa
Clientes
2014
2013
9.619
476.873
40.561
25.646
402.582
6.730
669.733
111.736
587.852
15
1.308.537
10.829
1.033.639
958.332
63.843
175.962
1.198.137
629.755
50.752
147.547
828.054
Disponível para venda
Ativo financeiro - concessões de serviço público
Ativo financeiro - Ativos regulatórios
Valor justo por meio do resultado
Aplicações financeiras
Passivo financeiro (Circulante/não circulante)
Mensurados ao custo amortizado
Fornecedores
A Companhia não opera com instrumentos financeiros derivativos (especulativos ou não especulativos).
383
A Companhia opera com diversos instrumentos financeiros, dentre os quais se destacam:
disponibilidades, incluindo aplicações financeiras, contas a receber de clientes, ativo financeiro
indenizável (concessão), contas a pagar a fornecedores e empréstimos e financiamentos que se
encontram registrados em contas patrimoniais, por valores compatíveis de mercado em 31 de dezembro
de 2014e 31 de dezembro de 2013, conforme segue:
1.1– Ativos financeiros – estão classificados nos seguintes grupos:
a) Caixa e equivalentes de caixa – mantidos para a negociação a curto prazo e mensurados pelo valor
justo, sendo os seus efeitos reconhecidos diretamente no resultado;
b) Clientes – são registrados pelo seu valor nominal, similar aos valores justos e prováveis de realização.
Os créditos renegociados são registrados assumindo a intenção de mantê-los até o vencimento, pelos
seus valores prováveis de realização, similares aos valores justos;
c) Ativos financeiros da concessão – são ativos financeiros que representam o direito incondicional de
Recber uma determinada quantia ao final do prazo da concessão.
1.2– Passivos financeiros – estão classificados nos seguintes grupos:
a) Fornecedores – são mensurados pelos valores conhecidos ou calculáveis, acrescidos quando aplicável,
dos correspondentes encargos, variações monetárias e/ou cambiais incorridos até a data do balanço,
sendo o seu valor contábil aproximado de seu valor justo;
b) Financiamentos e empréstimos –são mensurados pelo custo amortizado, utilizando o método da taxa
de juros efetiva. Nessa classificação de passivo financeiro destacam-se os empréstimos e financiamentos
obtidos junto as instituições financeiras, e aos fundos setoriais, em especial a Reserva Global de
Reversão – RGR. Os valores de mercado dos empréstimos e financiamentos obtidos são similares aos
seus valores contábeis, fazendo que seja próximo ao seu valor presente.
A Companhia finalizou o exercício de 2014 com contratos passivos, entre empréstimos e financiamentos,
que totalizam R$ 958.332 (R$ 629.755 em 31 de dezembro de 2013), conforme demonstrado a seguir:
2014
Variação no
período (%)
Moeda nacional
INPC
FINEL
RGR
SELIC/RO
Outros
Moeda estrangeira
Dólar
5,57
0,73
17,68
13,39
Valor
2013
Part. (%)
6.169
3.140
147.295
790.465
10.000
957.069
0,64
0,33
15,37
82,48
1,04
99,87
1.263
958.332
0,13
100,00
Variação no
período (%)
5,56
1,08
38,66
Valor
Part. (%)
14.864
3.947
189.919
409.889
10.000
628.619
2,36
0,63
30,16
65,09
1,59
99,82
1.136
629.755
0,18
100,00
d) Demais passivos financeiros – são mensurados pelo custo amortizado, e seus valores justos são
similares aos seus valores contábeis.
44.3– ESTIMATIVA DO VALOR JUSTO
Pressupõe-se que os saldos das contas a receber de clientes e contas a pagar aos fornecedores pelo valor
contábil, menos a PCLD, esteja próxima de seus valores justos. O valor justo dos passivos financeiros,
para fins de divulgação, é estimado, mediante o desconto dos fluxos de caixa contratuais futuros pela
taxa de juros vigente no mercado, que está disponível para a Companhia para instrumentos financeiros
similares.
384
A Companhia usa a seguinte hierarquia para determinar e divulgar o valor justo de instrumentos
financeiros pela técnica de avaliação:
2014
Nível 1
Nível 3
Ativo financeiro - Ativos regulatórios
669.733
111.736
15
15
781.469
2013
Nível 1
Nível 3
587.852
15
15
587.852
Os ativos e passivos financeiros registrados a valor justo foram classificados e divulgados de acordo com
os níveis a seguir:
Nível 1 – preços cotados (não ajustados) em mercados ativos, líquidos e visíveis para ativos e passivos
idênticos que estão acessíveis na data de mensuração.
Nível 3 – ativos e passivos cujos preços não existem ou que esses preços ou técnicas de avaliação são
amparados por um mercado pequeno ou inexistente, não observável ou ilíquido. Nesse nível a estimativa
do valor justo torna-se altamente subjetiva.
44.4- ANÁLISE DE SENSIBILIDADE:
A Companhia analisou os seus instrumentos financeiros ativos e passivo para identificar os instrumentos
que possuem riscos significativos. Onde dos instrumentos financeiros identificados foram avaliados
conforme abaixo:
Aplicações financeiras – As aplicações financeiras que a Companhia possui são aplicações de liquidez
imediata de baixo risco, não representando risco significativo para a Companhia , assim com base no
CPC 40.42, não foram realizadas análises de sensibilidade.
Financiamentos e Empréstimos financiados pelo Fundo RGR – A Companhia não submeteu à análise de
sensibilidade para o montante constante na nota 20, correspondentes aos financiamentos custeados pelo
Fundo RGR, tendo em vista que as taxas inerentes à atualização dos mesmos são fixas, não sendo
portanto, influenciadas por risco de variação cambial e oscilação de taxas de inflação oficiais, se
enquadrando no que diz o CPC 40.41 para itens que não forem representativos do risco.
Empréstimos e Financiamentos indexados por SELIC, IPCA e CDI – A Companhia realizou a análise de
sensibilidade no montante devido no final do período, com base no indicador esperado para o ano de
385
2015, submetendo-os a uma variação de alta de 25% e 50%, o que apresenta abaixo qual seria este
impacto no montante em 31 de dezembro de 2014 se tal alta ocorresse:
Índice (%)
Instrumentos Financeiros
Financiamento e empréstimos
INPC
FINEL
SELIC/RO
DÓLAR
Valor
31/12/2014
6.169
3.140
790.465
1.263
801.037
Provável 2015
(% a.a)
7,68
0,73
12,55
2,83
Cenário I
(+ 25%)
9,60
0,91
15,69
3,54
Valor
Cenario I
(+50%)
Cenário I (+
25%)
11,52
1,10
18,83
4,25
6.761
3.169
914.469
1.308
925.707
Cenario I
(+50%)
6.880
3.174
939.270
1.317
950.641
44.4– QUALIDADE DOS CRÉDITOS DOS ATIVOS FINANCEIROS
Recebíveis por grupo
Grupo I
Residencial
Serviço público
Grupo II
Industrial
Comercial
Poder público
Rural
Grupo III
Fornecimento não faturado
Acréscimo moratório
Total de recebíveis
2014
2013
99.376
6.864
106.240
65.263
5.696
70.959
25.130
50.603
25.055
12.013
5.897
118.698
25.187
41.138
20.738
12.483
7.391
106.937
23.392
6.375
29.767
18.168
6.375
24.543
254.705
202.439
O total de recebíveis demonstrados acima é representado por faturas de energia elétrica a vencer ou
vencidos não incluídos na PCLD, estes foram classificados de acordo com a taxa de inadimplência
apurada pela área comercial da Companhia conforme descrito abaixo:
Grupo I – Nível de inadimplência compreendido até 20% do total de recebíveis;
Grupo II - Nível de inadimplência compreendido acima de 20,01% do total de recebíveis; e,
Grupo III – Energia vendida e não faturada em função do calendário de faturamento. Estes são
reclassificados nos demais grupos na medida em que são efetuadas leituras periódicas.
44.5- Risco de não renovação das concessões
A Companhia detém a concessão para exploração dos serviços de planejamento, construção e exploração
da produção, transformação, transporte, distribuição e comercialização de energia, regulamentadas pela
ANEEL com vigência até 2 de julho 2015. A expectativa da Administração é que a concessão seja
prorrogada. Caso não seja deferida pelo poder concedente ou mesmo ocorra mediante a imposição de
custos adicionais para a Companhia (concessão onerosa), ou estabelecimento de um preço teto, os atuais
níveis de rentabilidade e atividade podem ser alterados.
386
44.6 - Risco quanto à escassez de energia
O sistema elétrico brasileiro é abastecido predominantemente pela geração hidrelétrica. Um período
prolongado de escassez de chuva, durante a estação úmida, reduzirá o volume de água nos reservatórios
dessas usinas, trazendo como consequência o aumento no custo na aquisição de energia no mercado de
curto prazo e na elevação dos valores de encargos de sistema em decorrência do despacho das usinas
termelétricas. Numa situação extrema poderá ser adotado um programa de racionamento, que implicaria
em redução de receita. No entanto, considerando os níveis atuais dos reservatórios e as últimas
simulações efetuadas, o Operador Nacional de Sistema Elétrico - ONS não prevê um novo programa de
racionamento.
45. EVENTOS SUBSEQUENTES
a) Bandeiras Tarifárias
A partir de 2015, as contas de energia terão uma novidade: o sistema de bandeiras tarifárias. As
bandeiras verde, amarela e vermelha indicarão se a energia custará mais ou menos, em função das
condições de geração de eletricidade.
A energia elétrica no Brasil é gerada predominantemente por usinas hidrelétricas. Para funcionar, essas
usinas dependem das chuvas e do nível de água nos reservatórios. Quando há pouca água armazenada,
usinas termelétricas podem ser ligadas com a finalidade de poupar água nos reservatórios das usinas
hidrelétricas. Com isso, o custo de geração aumenta, pois essas usinas são movidas a combustíveis como
gás natural, carvão, óleo combustível e diesel. Por outro lado, quando há muita água armazenada, as
térmicas não precisam ser ligadas e o custo de geração é menor.
As bandeiras tarifárias são uma forma diferente de apresentar um custo que hoje já está na conta de
energia, mas geralmente passa despercebido. Atualmente, os custos com compra de energia pelas
distribuidoras são incluídos no cálculo de reajuste das tarifas dessas distribuidoras e são repassados aos
consumidores um ano depois de ocorridos, quando a tarifa reajustada passa a valer. Com as bandeiras,
haverá a sinalização mensal do custo de geração da energia elétrica que será cobrada do consumidor,
com acréscimo das bandeiras amarela e vermelha. Essa sinalização dá, ao consumidor, a oportunidade
de adaptar seu consumo, se assim desejar.
O sistema possui três bandeiras: verde, amarela e vermelha – as mesmas cores dos semáforos - e
indicam o seguinte: Bandeira verde: condições favoráveis de geração de energia. A tarifa não sofre
nenhum acréscimo; Bandeira amarela: condições de geração menos favoráveis. A tarifa sofre acréscimo
de R$ 1,50 para cada 100 quilowatt -hora (kWh) consumidos; Bandeira vermelha: condições mais
custosas de geração. A tarifa sobre acréscimo de R$ 3,00 para cada 100 kWh consumidos.
b) PROVISÃO PARA CRÉDITO DE LIQUIDAÇÃO DUVIDOSA
A partir da competência janeiro de 2015 serão adotados novos critérios para a constituição e
contabilização da provisão para créditos de liquidação duvidosa – PCLD (Consumidores, Renda Não
Faturada e Parcelamentos). O novo normativo foi aprovado pela Resolução de Diretoria Executiva nº
142/2014, de 15 de dezembro de 2014, embasado no disposto na Nota Técnica DF/CD nº 001/2014. As
alterações nos procedimentos e nas idades de provisionamento foram definidas a partir de uma análise
estatística sobre a performance de recebimento dos créditos relativo à carteira de débitos do ano de
2013, até a referência de arrecadação junho de 2014, por classe de consumo e nível de tensão de
fornecimento, em todas as empresas de distribuição do Sistema Eletrobras. Como resultado da análise,
foram estabelecidas novas idades e quantitativo de parcelas (proposição unificada) para fins de provisão
na PCLD Consumo e PCLD Parcelamento, respectivamente, a saber:
387
Classe de consumo
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Poder público
Serviço público
Suprimento
Consumidor livre
PIE
Idade de provisionamento
PCLD consumo
Não
Relevantes
relevantes
(alta
(baixa
tensão)
tensão)
60 dias
90 dias
180 dias
180 dias
90 dias
150 dias
90 dias
180 dias
150 dias
180 dias
120 dias
180 dias
NA
150 dias
60 dias
NA
60 dias
NA
60 dias
NA
PCLD PARCELAMENTO
Provisão ou
reversão classes Provisão ou reversão
Número de parcelas
privadas
classes públicas
Até 36 meses
De 37 a 60
Comercial
Pagamento efetivo
de 5 parcelas
4 parcelas faturas,
vencidas e não pagas
Pagamento efetivo
de 5 parcelas
4 parcelas faturas,
Pagamento efetivo
de 6 parcelas
6 parcelas faturas,
Para efeitos de análise dos impactos no Resultado, foi simulada a aplicação dos novos critérios de
provisionamento na referência Dezembro/2014. A seguir demonstramos um quadro comparativo
confrontando as provisões efetivamente contabilizadas (com base na regra vigente até Dezembro/2014)
com aquelas simuladas pelos novos critérios (a serem adotados a partir de Janeiro/2015).
PCLD Consumo
Contabilizado
73.025
Simulado novas
idades
Impacto no resultado
79.185
(6.160)
PCLD Parcelamento
Simulado novas
Contabilizado
idades
Impacto no resultado
89.223
66.915
22.308
388
c) Revisão Tarifária Extraordinária - RTE
A metodologia de Revisão Tarifária Extraordinária (RTE) das concessionárias de distribuição de energia foi
discutida por meio da audiência pública 7/2015 e levará em consideração três principais componentes
financeiros: o orçamento da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) 2015, a devolução do repasse
da CDE de 2013 e o recálculo do custo de compra de energia.
Além disso, a revisão levará em conta os leilões de energia existente e de ajuste; a exposição
involuntária; o aumento da energia proveniente da usina de Itaipu; o Encargo de Serviço de Sistema
(ESS) por segurança energética; os preços dos contratos de comercialização de energia no ambiente
regulado e o ingresso de novas cotas de energia hidrelétrica.
A RTE está prevista nos contratos de concessão das distribuidoras e permite que a ANEEL revise as
tarifas, a fim de manter o equilíbrio econômico-financeiro do contrato, quando da ocorrência de
alterações significativas nos custos da distribuidora, como por exemplo modificações de tarifas de compra
de energia, encargos setoriais e de uso das redes elétricas.
Em 04 de fevereiro de 2014, a Companhia protocolou correspondência na ANEEL requerendo a realização
da Revisão Tarifária Extraordinária.
Em 27 de fevereiro de 2015, através da Resolução Homologatória a ANEEL concedeu o reajuste médio de
4,66% com vigência a partir de 02 de março a 27 de agosto de 2015.
d) Conta -ACR
A partir de 2015, o custo total das operações de créditos contratadas pela CCEE será amortizado em 24
meses, por meio do recolhimento de contas anuais da CDE paga por todas as concessionárias de
distribuição, na proporção de seus mercados cativos, mediante encargo tarifário a ser incluído nas tarifas
de energia elétrica.
Cícero Vladimir de Abreu Cavalcante
Diretor-Presidente
Paulo Roberto dos Santos Silveira
Diretor Financeiro
Luiz Hiroshi Sakamoto
Diretor de Gestão
Pedro Mateus de Oliveira
Diretor de Planejamento e Expansão
Nelisson Sergio Hoewell
Diretor de Assuntos Regulatórios e Projetos Especiais
Luiz Armando Crestana
Diretor Comercial
Maria dos Praseres L. P. Moreira
Departamento de Contabilidade
2.731/AL
389
EXERCÍCIO 2014
Anexo XII
10.4 Relatório de Auditoria Independente
390
EXERCÍCIO 2014
391
EXERCÍCIO 2014
392

Relatório de Gestão da Ceal 2014 - Eletrobras Distribuição Alagoas

Transcrição

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