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ANEEL Descentralização de Atividades

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Cadernos Temáticos ANEEL

Descentralização de Atividades

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Brasília DF Abril 2005

Agência Nacional de Energia Elétrica

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Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL

Diretoria

Diretor-Geral

Jerson Kelman

Diretores

Eduardo Henrique Ellery FilhoIsaac Pinto AverbuchJaconias de AguiarPaulo Jerônimo Bandeira de Mello Pedrosa

Catalogação na FonteCentro de Documentação - CEDOC

A265d Agência Nacional de Energia Elétrica (Brasil).

Descentralização de atividades / Agência Nacional

de Energia Elétrica. - Brasília : ANEEL, 2005.

50 p. : il. - (Cadernos temáticos ANEEL; 1)

1. Setor elétrico - Brasil. 2. Descentralização

administrativa. 3. Regulação. 4. Agência estadual de

energia elétrica. I. Título. II. Série.

CDU: 35.072.1:621.3(81)

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1. APRESENTAÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .72. INTRODUÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .93. ASPECTOS CONCEITUAIS E LEGAIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .104. PRINCÍPIOS E DIRETRIZES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .135. IMPLEMENTAÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .146. BENEFÍCIOS ESPERADOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16

6.1. Consumidores e sociedade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .166.2. Agentes regulados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .166.3. Estados e Distrito Federal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17

7. RESULTADOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .188. AGÊNCIAS ESTADUAIS CONVENIADAS . . . . . . . . . . . . . . . . . .22

8.1. ARSAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .228.2. ARSAM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .248.3. AGERBA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .268.4. ARCE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .288.5. AGR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .318.6. AGER . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .338.7. AGEPAN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .358.8. ARCON . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .378.9. AGEEL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .398.10. ARPE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .418.11. ARSEP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .438.12. AGERGS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .468.13. CSPE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .48

SUMÁRIO

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1. APRESENTAÇÃO

Reduzir a assimetria de informações e disseminar a cultura da regulação são dois dos mais árduos e importantes desafios enfrentados por uma agência reguladora. Esses desafios ficam maiores ainda quando se trata da regulação de um setor complexo como é o setor elétrico brasileiro. Criar condições para que todos – consumidores, empresas do setor, autoridades e público em geral – possam ter um mínimo de compreensão das questões que afetam suas vidas é um trabalho de todos os dias, 365 dias por ano. Tanto é assim, que o próprio Decreto nº 2.335/97, que constituiu a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), estabeleceu como uma das diretrizes para sua ação a “educação e informação dos agentes e demais envolvidos sobre as políticas, diretrizes e regulamentos do setor de energia elétrica”.

Essas atividades são extremamente importantes para manter o adequado equilíbrio nas relações entre os consumidores e os agentes do setor, sendo essenciais para o processo regulatório. Para vencer essa assimetria, tornan-do a atividade regulatória mais compreensível, a ANEEL tem trabalhado de forma constante no sentido de tornar públicas e acessíveis todas as informa-ções de interesse da sociedade relativas ao setor elétrico.

Exemplos disso são: a obrigatoriedade da remessa, pelas distribuidoras, dos contratos de prestação de serviços de distribuição de energia elétrica a todos os consumidores; a ampla divulgação da Resolução nº 456/00, que estabelece direitos e deveres dos consumidores e das distribuidoras; a Central de Teleatendimento da Agência, que tira dúvidas dos consu-midores e recebe suas reclamações; as reuniões públicas de Diretoria, transmitidas pela internet; a própria página da ANEEL na internet, e as audiências públicas que a Agência realiza (foram mais de 150 nos primei-ros sete anos de existência da ANEEL).

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Ainda que essas ações possam ser consideradas positivas, temos convicção de que há muito por fazer nesse campo. Assim, uma nova iniciativa da Agên-cia é o lançamento da coleção Cadernos Temáticos ANEEL, que tem como objetivo colocar ao alcance do público temas relevantes da regulação do setor elétrico brasileiro. Ao abordar esses temas em linguagem simples e direta, a ANEEL espera dar mais uma contribuição para que todos os interessados possam entender melhor cada um dos muitos assuntos que são objetos de sua ação de regulação. Espera-se, com isso, permitir o avanço do debate so-bre cada um desses temas, contribuindo para o aprimoramento do processo regulatório e, conseqüentemente, com as melhorias da qualidade do serviço de energia elétrica e da qualidade de vida da população brasileira.

Nesse sentido, o presente caderno tem por objetivo fornecer uma visão geral de como se desenvolve a descentralização de atividades da ANEEL às Unida-des de Federação, por meio de convênios de cooperação com as Agências Estaduais de Regulação de Serviços Públicos, além de fornecer informações gerais sobre as atuais agências estaduais conveniadas.

Mais informações sobre o tema poderão ser obtidas diretamente na Supe-rintendência de Relações Institucionais da ANEEL, responsável pela super-visão geral do processo de descentralização das atividades da Agência, no endereço eletrônico [email protected] ou na página da Agência na internet www.aneel.gov.br.

Brasília, abril de 2005

Jerson KelmanDiretor-Geral

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2. INTRODUÇÃO

Na sua função de regular o funcionamento do setor elétrico brasileiro, a ANEEL tem como missão “proporcionar condições favoráveis para que o mercado de energia elétrica se desenvolva com equilíbrio entre os agentes e em benefício da sociedade”.

Para cumprimento pleno dessa missão, considerando a dimensão e a exten-são do território nacional e do sistema elétrico brasileiro, a ANEEL, valendo-se de prerrogativa que lhe foi conferida por lei, tomou a decisão estratégica de descentralizar suas atividades às Unidades da Federação, por meio do estabelecimento de parcerias com as Agências Estaduais de Regulação de Serviços Públicos.

Com essa estratégia, além de criar condições para um relacionamento só-lido com os estados e o Distrito Federal, a ANEEL vem tornando mais ágil e presente a sua atuação nas unidades da Federação, aproximando-se da sociedade e facilitando a vida dos consumidores e dos agentes regulados.

Nesse contexto, a descentralização torna-se um dos principais mecanismos que aproxima a ANEEL da sociedade.

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3. ASPECTOS CONCEITUAIS E LEGAIS

O princípio da descentralização foi introduzido na Administração Pública Fe-deral pelo Decreto-Lei nº 200, de 25 de fevereiro de 1967, que dispõe no art. 6º: “As atividades da Administração Federal obedecerão aos seguintes princípios fundamentais: (...) III – Descentralização”. Esse dispositivo legal estabelece ainda que a execução das atividades da Administração Federal, ressalvados os casos de manifesta impraticabilidade ou inconveniência, deve ser amplamente descentralizada para as unidades federadas, mediante con-vênio, bastando que estejam devidamente aparelhadas, devendo aqueles ór-gãos federais conservarem a autoridade normativa e exercerem o controle e a fiscalização indispensáveis sobre a execução local, condicionando, todavia, a liberação dos recursos ao fiel cumprimento dos programas e convênios.

No que diz respeito à divisão de competências sobre a energia elétrica entre os entes federados, a Constituição Federal atribui à União a competência para explorar – diretamente ou mediante autorização, concessão ou permissão – os serviços e instalações de energia elétrica. Apenas nos casos em que haja aproveitamento energético de cursos de água, essa exploração depende de articulação da União com os estados onde se situem os potenciais hidro-energéticos. A Constituição atribui ainda à União competência privativa para legislar sobre energia, prevendo, porém, que lei complementar possa autorizar os estados a legislarem sobre questões específicas relacionadas à matéria, a qual ainda não foi objeto de regulamentação. Por fim, a Constituição estipula como competência comum da União, Estados, Distrito Federal e Municípios, o registro, acompanhamento e fiscalização das concessões de exploração de recursos hídricos.

Observa-se assim que a Constituição Federal reserva posição proeminente para a União no que concerne aos serviços e instalações de energia elétrica. Todavia, com a publicação da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, que criou a ANEEL, foi facultada à União descentralizar para os Estados e

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Distrito Federal, mediante convênio de cooperação, a execução das ativida-des complementares de regulação, controle e fiscalização dos serviços e instalações de energia elétrica de competência da ANEEL. Estabelece, ainda, que a delegação será conferida desde que o Distrito Federal ou o Estado interessado possua serviços técnicos e administrativos competentes, devida-mente organizados e aparelhados para execução das respectivas atividades, conforme condições estabelecidas em regulamento. Apesar de a descentralização ter sido facultada na lei de criação da ANEEL, esse mecanismo foi adotado pela Agência, visando, principalmente:

- aproximar as ações de regulação, fiscalização e mediação dos consumi-dores, agentes regulados e da sociedade em geral;

- agilizar os processos de regulação, fiscalização, mediação e outorgas, este último por delegação do poder concedente;

- adaptar as ações de regulação, fiscalização e mediação às circunstâncias locais; - minimizar os problemas na relação entre os agentes regulados, presta-

dores do serviço de energia elétrica, entre estes e os consumidores, e resolvê-los localmente.

As principais atividades passíveis de descentralização são:- fiscalização dos serviços e instalações de energia elétrica;- fiscalização econômica e financeira dos concessionários de serviços públicos;- apuração e solução de demandas dos consumidores;- mediação de conflitos;- apoio ao processo regulatório;- apoio ao processo de outorgas, quando delegado pelo poder concedente;- realização de ações de caráter institucional, educacional e comunicação social;- estímulo à organização e operacionalização dos conselhos de consumidores.

De acordo com a Lei nº 9.427/96, não poderão ser descentralizadas as atividades da ANEEL que se relacionem à geração de interesse do sistema interligado e ao sistema de transmissão integrante da rede básica (tensão igual ou superior a 230 kV).

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Para regulamentar a descentralização, baseada na lei de sua criação e no decreto de sua constituição, Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, a ANEEL editou a Resolução nº 296, de 11 de setembro de 1998, e a Norma de Organização nº 003, anexa à Resolução nº 381, de 6 de setembro de 2001. Essas normas estabelecem os princípios, as diretrizes e os procedimentos para a descentralização de atividades complementa-res da ANEEL para as unidades da Federação, cuja delegação deverá ser exercida pelas respectivas Agências ou Órgãos de Regulação de Serviços Públicos dos estados e do Distrito Federal.

Ademais, as agências estaduais que celebram convênio com a ANEEL tor-nam-se a primeira instância de recurso administrativo, tanto para os consu-midores, quanto para os agentes setoriais.

Por ser uma nova prática, uma vez que envolve órgãos de regulação de serviços públicos recentemente criados no País, o processo de descentrali-zação vem sendo construído de forma que seu maior objetivo, que é levar os benefícios da regulação à sociedade, seja plenamente atendido e acompanhe a própria dinâmica de evolução da sociedade.

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4. PRINCÍPIOS E DIRETRIZES

Para que as atividades descentralizadas sejam executadas adequadamente pelas agências estaduais conveniadas, é necessário que sejam levados em consideração, além da cooperação entre as partes, os princípios da administração pública confor-me previstos na Constituição Federal – fundamentais para que o processo se de-senvolva em prol do interesse público. São eles: os da legalidade, impessoalidade, moralidade, publicidade e eficiência. A cooperação entre a ANEEL e suas delegadas é de fundamental importância para o sucesso da descentralização. Essa cooperação deve ser entendida como uma verdadeira parceria em que as partes envolvidas (ANEEL e agências estaduais conveniadas) devem comungar habilidades, talentos e recursos, visando ao atingimento de um objetivo comum: o interesse público. Todos os atos, procedimentos e decisões devem ter ampla e rotineira divulgação para a sociedade (princípio da publicidade). O princípio da impessoalidade impõe ao administrador público que só pratique o ato para seu fim legal, excluído do mes-mo a promoção própria de autoridades ou servidores públicos a respeito de suas realizações administrativas. A atuação em estrita obediência à legislação encerra o princípio da legalidade a ser observado na execução das atividades descentra-lizadas. É também fundamental para o sucesso da descentralização a adoção de padrões de conduta ética e moral, compatível com a atuação de um agente público regulador, inserido no princípio da moralidade. Finalmente, a priorização dos resul-tados, sem se descuidar dos meios, encerra o princípio da eficiência.

Além disso, as diretrizes para a execução das atividades descentralizadas dão uma clara orientação de como agir perante os consumidores, agentes regulados e a sociedade em geral. Nesse sentido, ações de educação e de bem informar os consumidores e agentes regulados sobre as políticas, diretrizes e regulamentos do setor de energia elétrica devem estar presentes em todas as ações das agências estaduais delegadas da ANEEL. Nas relações entre consumidores, agentes regu-lados e a sociedade em geral, as agências estaduais delegadas também devem considerar a prevenção de potenciais conflitos, a isonomia de tratamento e a sim-plicidade, a transparência e efetividade no trato das questões que envolvam essas relações sempre presentes na execução das atividades descentralizadas.

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5. IMPLEMENTAÇÃO

Para que um estado ou o Distrito Federal receba delegação da ANEEL para a execução de atividades passíveis de descentralização, a unidade da Federação interessada deve dispor de uma Agência ou Órgão Regulador, criado por lei estadual ou distrital, conforme o caso, com autonomia administrativa, patrimo-nial, financeira e de gestão, e independência decisória nos moldes da ANEEL.

A ANEEL tem realizado um conjunto de ações institucionais visando estimular os estados e o Distrito Federal a criarem suas agências de regulação. Entre essas ações, destacam-se: diálogos com as autoridades locais para explicar o papel da ANEEL e os benefícios da descentralização e o repasse das expe-riências acumuladas com outros estados que criaram suas agências e que se tornaram parceiras da ANEEL. A delegação de atividades requer que a agência estadual demonstre dispor de capacitação administrativa e técnica compatível com os requisitos exigidos pela ANEEL e necessários para a execução das atividades a serem descentralizadas, bem como manter, no mínimo, esse mesmo nível de capacitação ao longo da delegação concedida. Ao alcançar essa condição e assumir o compromisso de manutenção da capacitação existente, a agência estadual (criada nos moldes aqui especificados) é considerada credenciada a receber a delegação para a execução das atividades descentralizadas pela ANEEL.

A delegação, com base na atual legislação, tem efetividade mediante a cele-bração de convênio de cooperação, do qual faz parte um Plano de Atividades e Metas (PAM), que define as metas a serem alcançadas e os recursos finan-ceiros para a execução das atividades correspondentes. O PAM contém: metas a serem cumpridas, ações e atividades relacionadas às metas definidas, indicadores de resultado que permitam aferir o atingi-mento das metas, bem como o cronograma físico e financeiro e o orçamento

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previsto. Os Planos são estabelecidos para cada tipo de atividade a ser des-centralizada como, por exemplo, fiscalização, ouvidoria e mediação, apoio às ações de regulação, comunicação social, relações institucionais, entre outros.

A execução das atividades estabelecidas nos Planos se dá mediante repasse, pela ANEEL às agências conveniadas, de parte dos recursos provenientes da cobrança da Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE), recolhida à ANEEL pelos agentes regulados que atuam no respectivo estado. Essa taxa se constitui na principal receita da ANEEL.

A ANEEL mantém permanente controle das atividades delegadas, mediante rotinas de prestações de contas por meio das quais são avaliados os resulta-dos decorrentes das ações descentralizadas, frente aos recursos repassados às agências conveniadas. Tais providências compõem um processo de ges-tão, que tem por objetivo o permanente aprimoramento dos procedimentos relacionados à descentralização de atividades, com a ampla participação tan-to da ANEEL como das agências estaduais conveniadas.

Nesse campo de aprimoramento do processo de descentralização, a ANEEL realiza anualmente um Workshop de Descentralização, em que comparti-lham-se informações e experiências entre as diversas agências, e são ouvi-das as representações dos consumidores e agentes regulados no sentido de também contribuírem para esse aprimoramento.

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6. BENEFÍCIOS ESPERADOS

6.1. Consumidor e sociedade

Com a descentralização, o consumidor e a sociedade em geral passam a ter no seu próprio Estado ou no Distrito Federal, uma agência reguladora delegada da ANEEL, para obter com maior agilidade as informações sobre a prestação do serviço de energia elétrica e fazer suas reclamações quando não atendidas pela concessionária que lhes presta o serviço. Com isso, ficam sem depender diretamente da ANEEL, localizada em Brasília.

O consumidor também terá melhores condições de ser compreendido em suas demandas, pois tratará diretamente com uma agência local, conveniada com a ANEEL, que irá melhor captar seus anseios e sugestões. Tais sugestões poderão se transformar em melhorias que agreguem a variável local nos processos de regulamentação, fiscalização e mediação de responsabilidade da ANEEL.

Na resolução de conflitos entre consumidores e concessionárias presta-doras do serviço, o equacionamento das divergências tenderá a ter mais sucesso, se conduzido por uma agência local que acompanhe o dia-a-dia das relações entre esses agentes.

Com a existência de uma agência local de regulação conveniada com a ANEEL, ficará facilitada sobremaneira a redução da assimetria de informações que existe entre consumidores e agentes regulados, com prejuízo para o primeiro e a dissemi-nação da nova cultura e regulação que veio privilegiar o interesse público.

6.2. Agentes regulados

Para esses agentes, a descentralização oferece a possibilidade de obterem informações mais ágeis, bem como saberem a melhor forma de encami-nhar suas demandas. O relacionamento com o regulador, pela proximidade

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com a agência delegada da ANEEL, poderá ser mais efetivo. Possíveis problemas poderão ser mais rapidamente resolvidos. As concessionárias, permissionárias e autorizadas, a seu juízo, poderão recorrer das decisões da Agência Reguladora Estadual, delegada da ANEEL.

6.3. Estados e Distrito Federal

Ao criar e implantar suas agências reguladoras, os estados e o Distrito Federal passam a contribuir para a melhoria da prestação dos servi-ços públicos locais, cumprido seu papel constitucional e favorecendo sua imagem perante os seus cidadãos. Quando se tornam delegadas da ANEEL, as Agências Estaduais de Regulação não oneram o tesouro esta-dual, pois a Agência federal repassa os recursos necessários à execução das atividades descentralizadas.

A descentralização permite que os estados, mesmo num serviço público de competência da União, exerçam, por delegação da ANEEL, um conjunto de atividades que favoreça a adequada prestação do serviço de energia elétrica à sociedade local. Permite ainda, identificar com maior eficácia as necessi-dades dos consumidores e atendê-las por intermédio da agência reguladora local ou por uma ação conjunta desse órgão, com a ANEEL. Além disso, a descentralização estimula os estados a formarem um corpo técnico altamen-te qualificado, pois só assim poderão receber a delegação da ANEEL.

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7. RESULTADOS

Até o ano de 2004, a ANEEL descentralizou suas atividades para 13 estados da Federação, conforme demonstrado no quadro a seguir, que contém a relação das respectivas agências na ordem cronológica da ce-lebração dos convênios:

Unidade da Federação

Agência ConveniadaData da

Celebração do Convênio

São PauloComissão de Serviços

Públicos de Energia – CSPE15/04/1998 (1)

Rio Grande do Sul

Agência Estadual de Regulação dos Serviços Públicos Delegados do Rio

Grande do Sul – AGERGS02/12/1998 (1)

ParáAgência Estadual de Regulação e Controle de Serviços Públicos

– ARCON02/12/1998 (1)

CearáAgência Reguladora de Serviços Públicos Delegados do Estado do

Ceará – ARCE19/08/1999 (2)

Rio Grandedo Norte

Agência Reguladora de Serviços Públicos do Rio Grande do Norte

– ARSEP15/12/1999 (1)

Bahia

Agência Estadual de Regulação de Serviços Públicos de Energia, Trans-

portes e Comunicações da Bahia – AGERBA

02/06/2000

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Unidade da Federação

Agência ConveniadaData da

Celebração do Convênio

Mato GrossoAgência Estadual de Regulação dos

Serviços Públicos Delegados do Estado de Mato Grosso - AGER

02/07/2001

PernambucoAgência de Regulação dos Serviços Públicos Delegados do Estado de

Pernambuco – ARPE16/04/2002

AlagoasAgência Reguladora de Serviços Pú-

blicos do Estado de Alagoas – ARSAL17/04/2002

GoiásAgência Goiana de Regulação,

Controle e Fiscalização de Serviços Públicos – AGR

16/05/2002

Mato Grosso do Sul

Agência Estadual de Regulação de Serviços Públicos do Mato Grosso

do Sul – AGEPAN07/06/2002

ParaíbaAgência Estadual de Energia da

Paraíba - AGEEL27/06/2002

AmazonasAgência Reguladora de Serviços

Públicos Concedidos do Estado do Amazonas – ARSAM

03/07/2002

OBS: (1) O convênio foi renovado, tendo vigência de cinco anos a partir de 01/01/04;

(2) O convênio foi renovado, tendo vigência de cinco anos a partir de 01/01/05.

Na figura a seguir, pode-se visualizar o alcance da área abrangida pela descentralização de atividades da ANEEL nas 13 unidades federativas con-veniadas até o ano de 2004.

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PANORAMA DA DESCENTRALIZAÇÃO

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Convém destacar que nas Unidades da Federação em que a ANEEL ainda não atua de forma descentralizada, os consumidores são atendidos por meio da ouvidoria da ANEEL (0800-7272010), e os agentes regulados são fiscalizados pela equipe da Agência. Os repasses de recursos para as agências conveniadas, desde o início do processo de descentralização, podem ser vistos no quadro a seguir:

AnoValor Repassado

(R$ milhões)Observação

1998 1,046

1999 6,205

2000 11,739

2001 16,079 (1) Valor originalmente aprovado (2): R$ 16,367 milhões

2002 21,471 (1) Valor originalmente aprovado (2): R$ 23,596 milhões

2003 11,891 (1) Valor originalmente aprovado (2): R$ 25,338 milhões

2004 13,900 (1) Valor originalmente aprovado (2): R$ 24,223 milhões

Total 1998 a 2004 82,331

OBS: (1) Valor resultante do contingenciamento.

(2) Valor constante da Lei Orçamentária Anual do respectivo exercício.

A partir de 2001, a ANEEL passou a sofrer contingenciamento do seu or-çamento, com reflexos na execução das suas atividades, no repasse de recursos para as agências conveniadas e na expansão da descentraliza-ção, principalmente a partir de 2003. Apesar do esforço empreendido para atenuar os efeitos do contingenciamento orçamentário e financeiro, o avanço da descentralização para os demais Estados e o Distrito Federal dependerá da suspensão desse tipo de restrição. A conquista plena da autonomia, tanto pela ANEEL, como pelas Agências Estaduais de Regulação, é, também, re-quisito fundamental para o avanço da descentralização.

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8. AGÊNCIAS ESTADUAIS CONVENIADAS

As informações a seguir, de dezembro de 2004, referem-se às Agências Estaduais de Regulação que estão conveniadas com a ANEEL. Além das informações básicas sobre essas Agências, são destacadas as ações de maior relevância desses entes reguladores enquanto delegados da ANEEL. São também destacadas informações sobre os serviços prestados pelas concessionárias locais, que, certamente, foram influenciadas pela atuação das agências conveniadas com a ANEEL.

8.1. Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de Alagoas – ARSAL

Missão: Garantir a qualidade nos serviços públicos com a fiscalização das concessionárias e o resgate da cidadania, voltada para uma maior participação da sociedade e dos consumidores na exigência dos seus direitos e no cumpri-mento dos seus deveres.

Diretoria: Alvaro Otávio Vieira Machado (Diretor-Geral), Carlos Eduardo Bla-so (Diretor-Executivo) e Marcos de Albuquerque Cotrim (Diretor-Executivo).

Telefone: (82) 315-2500 Ouvidoria: Ricardo Fontes Braga - (82) 0800-2840429 Fax: (82) 315-2501 E-mail:[email protected]ágina na internet: http://www.arsal.al.gov.brEndereço: Rua Cincinato Pinto, 226, 2º Andar, Ed. Ipaseal, Centro, CEP: 57020-050 Maceió-ALLei de criação: nº 6267/01, de 20 de setembro de 2001 Data da celebração do convênio: 17 de abril de 2002

A ARSAL é a Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de Alagoas, criada em 20 de setembro de 2001 e regulamentada através do Decreto nº 520, de 22 de janeiro de 2002, no âmbito do processo de modernização da-quele Governo Estadual. Essa agência tem como meta a garantia da qualidade dos serviços públicos e a continuidade da sua prestação, com a fiscalização

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das concessionárias, o cumprimento e o equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão e o resgate da cidadania, voltada para uma maior par-ticipação da sociedade e dos consumidores na exigência dos seus direitos e no cumprimento dos seus deveres. A atuação da ARSAL se dá nas áreas de ener-gia elétrica, por delegação da ANEEL, gás natural, transportes intermunicipais e saneamento. Com a descentralização, o consumidor alagoano passa a ter no seu próprio Estado uma agência reguladora, delegada da ANEEL, para obter

Representatividade do mercado de energia elétrica do Estado (2003)

Indicadores de qualidade do fornecimento de energia elétrica no Estado

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com mais rapidez as informações sobre a prestação do serviço de energia elé-trica e para fazer suas reclamações quando não atendidas pela concessionária. A ARSAL possui quadro técnico capacitado para execução das atividades de sua responsabilidade. Essa qualificação de pessoal, premissa da agência, tem o objetivo principal de garantir a adequada qualidade do serviço prestado ao con-sumidor de energia elétrica. A ARSAL desenvolve atividades relacionadas aos processos de comunicação com todos os segmentos da sociedade, mediante articulação institucional. Na sua atuação, a ARSAL destaca-se na execução das ações de fiscalização dos auto-produtores de energia elétrica do setor sucro-alcooleiro, que têm participação significativa na economia daquele Estado.

8.2. Agência Reguladora dos Serviços Públicos Concedidos do Estado do Amazonas – ARSAM

Missão: Regular e controlar a prestação de serviços públicos concedidos pelo Estado do Amazonas, objetivando a adequação a um novo modelo de gestão pública por meio da avaliação do cumprimento das metas e dos pa-drões estabelecidos na legislação, na busca da qualidade desses serviços, garantindo e defendendo os interesses dos usuários.

Diretoria: Fátima Gusmão Affonso (Diretora-Presidente), Jucineide Souza de Araújo (Diretora de Qualidade), Amarildo da Costa Braga Junior (Dire-tor de Tarifas), Fernando R. Moreira Vasques (Diretor de Energia) e Riad Abrahim Ballut (Diretor Administrativo e Financeiro).

Telefone: (92) 234-8787 Ouvidoria: João Paiva Filho - 0800 2808585 Fax: (92) 234-8406Página na Internet: http://www.arsam.am.gov.brEndereço: Rua Ernani Simão - 1314 – Cachoeirinha. CEP: 69020-050 Manaus-AMLei de criação: n.º 2.568, de 25 de novembro de 1999Data da celebração do convênio: 03 de julho de 2002

A Agência Reguladora dos Serviços Públicos Concedidos do Estado do Ama-zonas (ARSAM) é uma autarquia sob regime especial, vinculada à Secretaria

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Indicadores de qualidade do fornecimento de energia elétrica no Estado

Representatividade do mercado de energia elétrica do Estado (2003)

de Estado de Infra-Estrutura deste Estado. Exerce suas atribuições conforme as políticas e diretrizes estabelecidas pelo Estado, ou pela União, e pelos municípios, mediante delegação feita por meio de convênios, para realizar a regulação de serviços públicos sob o enfoque do interesse legal e o in-tercâmbio de dados e informações. Ainda coopera com entidades de outros setores, como, por exemplo, os de meio ambiente, direitos do consumidor e

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de combate ao abuso do poder econômico. A finalidade da agência é regular a prestação de serviços públicos concedidos pelo Estado do Amazonas. Tem por objetivo adequar-se a um novo modelo de gestão pública, com avalia-ção do cumprimento das metas e dos padrões estabelecidos na legislação, buscando a qualidade desses serviços e a continuidade da sua prestação, de forma a garantir o cumprimento e o equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão e defender os interesses dos usuários. Atualmente, a ARSAM atua nos setores de energia elétrica, por delegação da ANEEL, água e esgoto, transporte coletivo e rodoviário intermunicipal de passageiros.

Conveniada em 2002, a ARSAM é a mais recente delegada da ANEEL na execução de atividades complementares no Estado do Amazonas. Merece destaque na atuação da ARSAM a especialização na logística de execução das atividades de fiscalização, devido às características do acesso aos locais das instalações de energia elétrica.

8.3. Agência Estadual de Regulação de Serviços Públicos de Energia, Transportes e Comunicações da Bahia – AGERBA

Missão: Garantir a universalização e a excelência dos serviços públicos de energia, transportes e comunicações através da regulação, contribuindo para o desenvolvimento do Estado e o bem estar do cidadão.

Diretoria: Camalibe de Freitas Cajazeira (Diretor-Executivo), Kleber No-gueira de Moraes (Diretor-Geral do Depto. de Tarifas e Pesquisas So-cioeconômicas), Jofre Silva Dalcum (Diretor de Tarifas), Antônio Carlos Souza Leal (Diretor de Pesquisas Socioeconômicas), Rondon Brandão do Vale (Diretor-Geral do Depto. de Qualidade de Serviços), Aginoel Aquilino do Santos (Diretor de Fiscalização) e Frederico Marques de Jesus (Diretor de Planejamento Operacional).

Telefone: (71) 3115-4867/ 3115-4868Ouvidoria: Terence Frick Aleluia da Costa-0800-710080 Fax: (71) 3115 - 4867E-mail: [email protected]

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Indicadores de qualidade do fornecimento de energia elétrica no Estado

Página na internet: http://www.agerba.ba.gov.brEndereço: Av. Luiz Viana Filho, 435, 4ª Avenida, 1º andar, CEP: 41750-300, Salvador-BALei de criação: nº 7.314 de 1998Data da celebração do convênio: 02 de junho de 2000

A Agência Estadual de Regulação de Serviços Públicos de Energia, Trans-portes e Comunicações da Bahia (AGERBA) é uma autarquia, em regime especial, vinculada à Secretaria de Infra-Estrutura do Estado da Bahia.

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Criada em 1998, pretende, em sua visão corporativa, “ser reconhecida como referencial de excelência em regulação de serviços públicos”. A AGERBA realiza atividades inerentes aos serviços de transporte intermu-nicipal rodoviário de passageiros; transporte intermunicipal hidroviário – ferry boat; distribuição e comercialização de gás canalizado e distribui-ção e comercialização de energia elétrica, por delegação da ANEEL. Para alcançar a excelência, a agência pretende desenvolver permanentemente seus processos, sistemas e procedimentos operacionais, incentivando a descentralização de poderes e a dinamização das atividades. Nesse sentido, instituiu um programa de qualificação em Regulação de Serviços Públicos Concedidos, o “AGERBA Debate”, constituído de eventos que abordam temas relevantes à área de regulação de serviços públicos de energia, transportes e comunicações.

Outra ação de destaque da Agência é o projeto “Crescendo – Regulação e Cidadania Ativa”, iniciativa implantada em 2001, com foco na educação e que divulga aspectos sobre o fornecimento e utilização da energia elétrica e os direitos e deveres dos consumidores, abordando também a importância do papel das agências reguladoras. Por meio de um kit composto de vídeo, livro e CD-Rom, o projeto envolve o treinamento de 2,5 mil professores e 1,7 milhão de alunos, do ensino fundamental e médio, da rede pública.

8.4. Agência Reguladora de Serviços Públicos Delegados do Estado do Ceará – ARCE

Missão: Servir à sociedade com transparência, mediando os interesses dos usuários, do poder concedente e dos prestadores de serviços públicos delega-dos, a fim de garantir a excelência desses serviços no Estado do Ceará.

Conselho Diretor: Lúcio Correia Lima (Presidente do Conselho Diretor), Marfisa Maria de Aguiar F. Ximenes (Conselheira-Diretora) e José Bonifacio de Sousa Filho (Conselheiro-Diretor).

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Telefone: (85) 3433-6970Ouvidoria: Helga Maria Sabóia Bezerra 0800-853838 (85) 464-1608Fax: (85) 3261-1498E-mail: [email protected]ágina na internet: http://www.arce.ce.gov.brEndereço: Av. Santos Dumont, 1789, 14º andar, CEP: 60.150.160, Fortaleza-CE Lei de criação: nº 12.786, de 30 de dezembro de 1997Data da celebração do convênio: 19 de agosto de 1999 – Renovado em 01 de janeiro de 2005

A Agência Reguladora de Serviços Públicos Delegados do Estado do Ce-ará (ARCE) é uma autarquia especial, dotada de autonomia orçamentária, financeira, funcional e administrativa. Foi criada em 1997, para promover e zelar pela eficiência econômica e técnica dos serviços públicos, propiciando aos seus usuários as condições de regularidade, continuidade, segurança, atualidade e universalidade. A ARCE atua na regulação dos serviços públi-cos de energia, por delegação da ANEEL, saneamento, transportes e gás canalizado. Um dos objetivos da criação da ARCE foi tornar mais próxima a regulação do serviço de energia, e permitir à sociedade cearense uma fiscalização transparente após a privatização da distribuição de energia elé-trica. Seu objetivo é garantir a qualidade do serviço prestado e o equilíbrio econômico-financeiro das concessões sob sua regulação, observando o que estabelecem as normas legais e as disposições dos contratos de con-cessão. Em sua página na Internet o consumidor tem acesso às edições da cartilha e do manual “Conheça seus Direitos e Deveres como Consumidor de Energia Elétrica”, além de encontrar respostas para as dúvidas freqüen-tes e acompanhar as notícias setoriais de maior relevância.

Como destaque da atuação da ARCE, cabe mencionar:- o trabalho conjunto feito com a ANEEL, perante a concessionária local de

distribuição de energia elétrica, evitando caducidade da concessão;- o processo de planejamento adotado que se consubstancia em docu-

mentos com o estabelecimento de ações estratégicas e metas anuais;- a interação com o processo legislativo estadual e a divulgação do bole-

tim eletrônico “Plantão Legislativo”, no ambiente interno da Agência;- a interação com o ambiente acadêmico, resultando na implantação da

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cadeira “Regulação de Serviços Públicos” nos cursos de Administração Pública, Administração de Empresas e Economia da Universidade Estadual do Ceará, medida essa que aguarda aprovação do Ministério da Educação.

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8.5. Agência Goiana de Regulação, Controle e Fiscalização de Serviços Públicos – AGR

Missão: Exercer o poder regulatório, garantindo o equilíbrio de interes-ses entre o poder público, usuários e operadores dos serviços públicos delegados, visando a satisfação do cidadão.

Diretoria: Wanderlino Teixeira de Carvalho (Presidente), Bruno Gari-baldi Fleury (Diretor de Regulação de Serviços Públicos), Marco Antônio Sperb Leite (Diretor de Controle e Operações de Serviços Públicos), Uassy Gomes da Silva (Diretor de Fiscalização de Serviços Públicos) e Augusto Brandão Cunha (Diretor Administrativo e Financeiro).

Telefone: (62) 226-6411 Ouvidoria: Odivanir Pereira Machado 0800-7043200 Fax: (62) 201-6874E-mail: [email protected]ágina na internet: http://www.agr.go.gov.brEndereço: Av. Goiás, nº 305, Ed. Visconde de Mauá, Centro, CEP: 74005-010, Goiânia-GO.Lei de criação: nº 13.550, de 11 de novembro de 1999Data da celebração do convênio: 16 de maio de 2002

A Agência Goiana de Regulação, Controle e Fiscalização de Serviços Pú-blicos (AGR) foi criada em 1999 como uma autarquia estadual sob regime especial. Possui personalidade de direito público, vinculada à Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento do Estado de Goiás, com autonomia funcional e administrativa, revestida de poder de polícia. A AGR regula serviços de energia elétrica, por delegação da ANEEL, transporte rodoviá-rio intermunicipal de passageiros, saneamento básico e recursos hídricos, fiscalização de bens construídos e pertencentes ao Estado de Goiás, trans-porte coletivo interestadual e internacional de Goiânia, além do transporte coletivo da Região Metropolitana. Ainda é de responsabilidade da AGR a condução do Fórum de Defesa do Usuário de Serviços Públicos.

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Em maio de 2002 foi celebrado o convênio entre a ANEEL e a AGR, pelo qual é feita a fiscalização de 75 municípios integrantes da área de atuação da Celg e Chesp, concessionárias de distribuição de energia elétrica que atuam no Estado. Pelo convênio, está prevista, também, a realização do serviço de ouvidoria, além das atribuições inerentes às re-lações institucionais, por meio das quais a AGR implementa um trabalho

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de interação com entidades representativas dos interesses dos agentes econômicos do poder público, dos usuários e da sociedade organizada, principalmente, para divulgar os direitos e deveres dos consumidores e ampliar a cultura da regulação no Estado de Goiás.

Cabe ressaltar ainda, dentre as ações da AGR, o estabelecimento de parceria com o Corpo de Bombeiros, para atuação conjunta na verificação das condi-ções de segurança em instalações das empresas reguladas.

8.6. Agência Estadual de Regulação dos Serviços Públicos Delegados de Mato Grosso – AGER

Missão: Garantir a prestação dos serviços públicos delegados, de forma adequada, assegurando a harmonia e o equilíbrio entre os agentes.

Diretoria: Diogo Egídio Sachs (Diretor-Ouvidor e Presidente em exercí-cio), Antônio Gabriel das Neves Muller (Diretor-Regulador – transporte) e Pedro Paulo Carneiro Nogueira (Diretor-Regulador – energia).

Telefone: (65) 618-6100Ouvidoria: Joelmar Nicodemos Perez Varjão 0800-6476464Fax: (65) 618-6104E-mail: [email protected]ágina na internet: http://www.ager.mt.gov.brEndereço: Avenida Carmindo de Campos, nº 329, Bairro Shangri-lá, CEP: 78070-100, Cuiabá-MTLei de criação: nº 7101, de 14 de janeiro de 1999Data da celebração do convênio: 02 de julho de 2001

Com a substituição do Estado prestador de serviços pelo Estado regula-dor, nos anos 90, criaram-se, no Brasil, as agências reguladoras federais, estaduais e até municipais, para regularem os serviços públicos delegados a terceiros. É nesse contexto que, em 1999, surgiu a Agência Estadual de Regulação dos Serviços Públicos Delegados do Estado de Mato Grosso (AGER/MT). Sua Diretoria tomou posse em abril de 2000 e, em janeiro de 2002, foram nomeados 18 técnicos reguladores efetivos, marcando

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a implantação efetiva da Agência. Por meio do convênio com a ANEEL, a partir de julho de 2001 a AGER passou a realizar a fiscalização e mediação de conflitos no âmbito dos serviços de energia elétrica no Estado de Mato Grosso. A Agência realiza ainda, a regulação dos serviços de transporte intermunicipal de passageiros e de distribuição de gás canalizado. Em sua visão de futuro, a AGER pretende “ser uma agência multissetorial moderna,

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ágil, eficaz e auto-sustentável, consolidando-se como referência nacional em regulação”. Para isso, a agência vem trabalhando na divulgação da cultura da regulação e investindo em comunicação.

Como forma de contribuir na transparência de seus atos, a AGER disponi-biliza diariamente a seus servidores e a alguns públicos específicos boletim diário de suas atividades regulatórias. Além da divulgação de cartilhas que disseminam os direitos e deveres dos consumidores de energia elétrica, sua página na Internet é uma referência que traz notícias e informações sobre os setores regulados e seu panorama institucional.

8.7. Agência Estadual de Regulação de Serviços Públicos de Mato Grosso do Sul – AGEPAN

Missão: Ser instrumento da melhoria dos serviços públicos delegados, promovendo o equilíbrio das relações entre a sociedade, a concessionária e o Estado, preservando a qualidade, a modicidade tarifária, o patrimônio público, o meio ambiente e a atratividade do negócio.

Diretoria: Anízio Pereira Tiago (Diretor-Presidente), Marcelo Luiz Bomfim do Amaral (Diretor de Regulação Econômica e Diretor de Normatização e Fiscaliza-ção em exercício) e Nilza Pegoraro (Diretora de Administração e Planejamento).

Telefone: (67) 3025-9500 Ouvidoria: Ana Claudia Haberland Machado 0800-6000506Fax: (67) 3025-9503E-mail: [email protected]ágina na Internet: http://www.agepan.ms.gov.brEndereço: Rua Barão do Rio Branco, nº 1.092, Centro, CEP: 79002-175, Campo Grande-MS Lei de criação: n° 2.363, de 19 de dezembro de 2001Data da celebração do convênio: 07 de junho de 2002

A AGEPAN é a Agência Estadual de Regulação de Serviços Públicos de Mato Grosso do Sul, o Estado do Pantanal. Criada em 2001, começou a ser efetivamente implantada a partir de fevereiro de 2002. O primeiro

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setor de atuação da AGEPAN foi o de energia elétrica, quando firmou con-vênio com a ANEEL para a descentralização da fiscalização e do atendi-mento das solicitações dos consumidores das concessionárias de energia elétrica que operam no Estado. Em maio de 2003, a AGEPAN ampliou sua área de atuação, regulando outros serviços públicos. O transporte inter-municipal de passageiros passou a ser normatizado e fiscalizado pela Agência, com o objetivo de melhorar o atendimento ao usuário.

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Em julho de 2004, a Agência Estadual de Transportes Terrestres (ANTT) firmou convênio com o Governo de Mato Grosso do Sul, delegando à AGEPAN parte das atividades de fiscalização do transporte interestadual e internacional de passageiros. Também nesse ano, a Agepan desenvolveu ações para fortalecer a participação da sociedade no processo decisório: firmou parcerias com universidades, promoveu e participou de seminá-rios técnicos e projetos educativos, divulgando seu trabalho ao cidadão e integrando a comunidade científica ao debate da atividade regulatória.

8.8. Agência Estadual de Regulação e Controle de Serviços Públicos – ARCON

Missão: Estabelecer normas e fiscalizar a execução dos serviços públicos de competência do Estado, ou que lhe tenham sido delegados, e que são operados pelo setor privado através de concessão, permissão ou autoriza-ção, além de mediar conflitos de interesses entre os usuários e as empresas operadoras, ou entre os próprios agentes prestadores dos serviços.

Diretoria: Ronaldo Barata (Diretor-Geral), Marilena Mácola Marques (Dire-tora de Normatização e Fiscalização) e Gilberto Barbosa (Diretor de Controle Financeiro e Tarifário).

Telefone: 0800-911717Ouvidoria: Américo Herialdo Ribeiro - Fax: (91) 213-3452E-mail: [email protected]ágina na Internet: http://www.arcon.pa.gov.brEndereço: Rua Tamoios nº 1578 Bairro Batista Campos, CEP: 66025-540 Belém-PALei de criação: n° 6099 de 30 de dezembro de 1997Data da celebração do convênio: 02 de dezembro de 1998 – Renovado em 01 de janeiro de 2004

A Agência de Regulação e Controle de Serviços Públicos (ARCON) é um órgão que tem como objetivo regular os serviços públicos de competência estadual, ou que lhe tenham sido delegados, operados pelo governo ou pelo setor privado por meio de concessão, permissão ou autorização. A criação da agência colocou à

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disposição da sociedade paraense um importante instrumento com a finalidade de assegurar que a prestação dos serviços públicos seja feita com equilíbrio en-tre agentes econômicos e em benefício dos consumidores. A ARCON desenvolve suas atividades nos setores de energia elétrica, por delegação da ANEEL, e de transporte intermunicipal de passageiros, podendo, futuramente, ampliar suas atividades para outros serviços. A Agência trabalha articulada com entidades re-

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presentativas dos interesses dos agentes econômicos e integrada com os órgãos de defesa do consumidor, com o objetivo de garantir o equilíbrio econômico-financeiro das concessões e a adequada prestação de serviços à sociedade. A ARCON possui quadro técnico próprio, capacitado para execução das atividades de sua responsabilidade, com o intuito de garantir a adequada qualidade do ser-viço prestado e o cumprimento dos dispositivos legais aplicáveis.

Dentre as ações executadas pela ARCON, destacam-se:- fiscalização periódica no parque gerador dos sistemas isolados que pro-

piciaram um salto de qualidade nos mesmos;- realização do projeto piloto de telemetria em usinas geradoras dos

sistemas isolados;- desenvolvimento de modelo para prestação de contas do plano de ativi-

dade e metas firmado entre as agências e a ANEEL;- desenvolvimento de metodologia para definição de dosimetria na aplica-

ção de penalidades por violação de indicadores de continuidade;- fiscalização física e financeira das obras do Programa Luz no Campo,

em parceria com o Governo do Estado do Pará;- participação ativa no Programa “PROCOMUNIDADE” do PROCON, por

meio do qual são definidas as respectivas fronteiras de atuação;- suporte técnico relacionado à regulação de serviços públicos.

8.9. Agência Estadual de Energia da Paraíba – AGEEL

Missão: Regular, controlar e fiscalizar o serviço público de distribuição de gás canalizado e, por delegação, o serviço público de fornecimento de energia elétrica, com o objetivo de assegurar a qualidade e o adequado atendimento ao consumidor.

Diretoria: João Agripino Maia de Vasconcelos (Diretor-Geral), Joaquim Eduardo Toscano Mouzinho (Diretor de Regulação e Articulação Institucional) e Orlando Cavalcanti Gomes Filho (Diretor de Fiscalização e Controle).

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Telefone: (83) 218-6681Ouvidoria: Sonia Maria Lopez Meire Vanderlei 0800-2816644 Fax: (83) 218-6644E-mail: [email protected]ágina na internet: http://www.paraiba.pb.gov.brEndereço: Av. Ministro José Américo de Almeida S/N, 1º andar, Ed. DER, Centro, CEP: 58040-300, João Pessoa-PBLei de criação: nº 7.032, de 29 de novembro de 2001, alterada pela Lei nº 7.120, de 28 de junho de 2002.Data da celebração do convênio: 27 de junho de 2002

A Agência Estadual de Energia da Paraíba (AGEEL) é uma autarquia de regime especial do Estado da Paraíba e tem por finalidade regular, fiscalizar e controlar o serviço público de distribuição de gás canalizado e, por delegação da ANEEL, o serviço público de energia elétrica, com o objetivo de assegurar a qualidade da sua prestação e o adequado atendimento ao consumidor. Ao exercer suas atribui-ções, a Agência busca o equilíbrio entre o poder concedente, as concessionárias e os consumidores.

Com um visual moderno e agradável em sua página na Internet, a Agên-cia apresenta notícias setoriais e informações sobre os serviços públicos regulados, informando e divulgando a cultura da regulação. Além disso, no site, há uma área específica para difusão dos direitos e deveres dos consumidores e um interessante teste de conhecimentos sobre esses

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direitos, privilegiando a interatividade com o público consumidor, com questões de conhecimento sobre as condições de fornecimento, como, por exemplo, “prazos para a vistoria e a ligação”, entre outros. Merece destaque ainda, na atuação da AGEEL, o êxito alcançado com as ações de Ouvidoria, relacionadas à solução de solicitações e reclamações de consu-midores, e de mediação de conflitos entre estes e as Concessionárias.

8.10. Agência de Regulação de Serviços Públicos Delegados do Estado de Pernambuco – ARPE

Missão: Regular todos os serviços públicos delegados pelo Estado de Pernam-buco, ou por ele diretamente prestados, embora sujeitos à delegação, que sejam de sua competência ou a ele delegados por outros entes federados, em decorrência de normas legais ou regulamentares, ou disposição convenial ou contratual.

Diretoria: Jayme Jemil Asfora Filho (Diretor-Presidente), Frederico Arthur M. Tavares de Lima (Diretor de Regulação Econômico-Financeira) e Horácio Mário Fittipaldi (Diretor-Técnico-Operacional).

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Telefone: (81) 3303-4712Ouvidoria: Sebastião Costa Ribeiro 0800-2813833/0800-2813844 Fax: 3303-4723/21E-mail: [email protected]ágina na internet: http://www.arpe.pe.gov.brEndereço: Praça Ministro João Gonçalves Souza S/N, 3º andar, Ala Sul, Ed. Sudene, Bairro do Engenho do Meio, CEP: 50670-500, Recife-PELei de criação: n° 11.742, de 14 de janeiro de 2000 Data da celebração do convênio: 16 de abril de 2002

A Agência de Regulação de Serviços Públicos Delegados do Estado de Pernambuco (ARPE) é uma autarquia especial, vinculada ao Gabinete do Governador desse Estado, dotada de autonomia financeira, orça-mentária, funcional e administrativa, com sede em Recife e atuando em todo o território estadual. Compete à ARPE a regulação de todos os serviços públicos delegados pelo Estado de Pernambuco, ou por ele diretamente prestados, ou a ele delegados por outros entes federados, em decorrência de norma legal ou regulamentar, disposição convenial ou contratual. A ARPE atua nos serviços de energia elétrica, por dele-gação da ANEEL, água, esgoto, jogos e loterias estaduais, transporte intermunicipal e gás canalizado. Seu objetivo é garantir a qualidade do serviço prestado e o equilíbrio econômico-financeiro das concessões sob sua regulação. Por meio de seus canais de comunicação, recebe as argumentações dos consumidores insatisfeitos com a prestação dos serviços públicos mencionados e acompanha os casos até que haja uma

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solução. Em sua visão de futuro, a ARPE implementa uma interação intensiva com a sociedade pernambucana, preparando-se para atuar, futuramente, na regulação das concessionárias de rodovias, serviços de telecomunicações, transporte rodoviário intermunicipal de passageiros e na inspeção de segurança veicular.

Merece destaque a atuação da ARPE pela ação conjunta com a ANEEL, prepa-rando-se para a mobilização da sociedade no processo de revisão tarifária da concessionária local de energia elétrica. Outra medida de destaque é a divulgação de suas atividades por meio do boletim mensal informativo “ARPE Informa”.

8.11. Agência Reguladora de Serviços Públicos do Rio Grande do Norte – ARSEP

Missão: Assegurar a qualidade, modicidade das tarifas e a universalização dos serviços públicos no âmbito de sua atuação, em benefício da sociedade do Rio Grande do Norte.

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Diretoria: Luiz Eduardo Bezerra de Farias (Diretor-Presidente), Manoel Gadelha de Freitas Júnior (Diretor-Autárquico) e Júlio Ramalho Cavalcanti Neto (Diretor- Autárquico).

Telefone: (84) 232-1696Ouvidoria: Maria Tereza Fernandes Diniz - (84) 232-1669 Fax: (84) 232-1695E-mail: [email protected] Página na Internet: http://www.arsep.rn.gov.brEndereço: Centro Administrativo do Estado, BR 101, Lagoa Nova Bloco da Secretaria de Infra-Estrutura, CEP: 59064-901 Natal-RN Lei de criação: nº. 7.463 de 02 de março de 1999, alterada pela Lei 7.758 de 09 de dezembro de 1999Data da celebração do convênio: 15 de dezembro de 1999 – Renovado em 01 de janeiro de 2004

A Agência Reguladora de Serviços Públicos do Rio Grande do Norte (ARSEP-RN) é uma autarquia especial, vinculada à Secretaria de Infra-Estrutura daquele Estado. Foi criada em 1999 com o objetivo de regular, controlar e fiscalizar a atuação dos prestadores de serviços públicos delegados no Estado do Rio Grande do Norte. Entre seus objetivos, des-tacam-se promover e zelar pela eficiência econômica e técnica dos ser-viços públicos, proteger o usuário contra abusos do poder econômico, além de fornecer subsídios aos processos de reajustes, revisão e defi-nição de tarifas para os serviços regulados. A fiscalização dos serviços de eletricidade é exercida, por delegação da ANEEL, com a finalidade de garantir a qualidade da prestação do serviço de energia elétrica, com equilíbrio entre os agentes econômicos e em benefício da sociedade. No exercício de suas atividades, os representantes da Agência procuram instruir a Concessionária e os consumidores quanto às suas respectivas obrigações contratuais e regulamentares. Sistematicamente são verifi-cadas as áreas técnicas e comerciais, bem como o cumprimento dos programas de pesquisa e desenvolvimento e de eficiência energética da concessionária de distribuição, além dos serviços de geração de energia elétrica efetuados por diversos agentes que atuam no Estado.

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Merecem evidência, dentre as ações da ARSEP, a mediação no processo de regularização das cooperativas de eletrificação rural e a participação no Projeto “Governo nas Cidades”.

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8.12. Agência Estadual de Regulação dos Serviços Públicos Delegados do Rio Grande do Sul – AGERGS

Missão: Garantir a qualidade dos serviços públicos (energia, telecomunica-ções, transporte etc) oferecidos aos usuários pelos concessionários do setor privado e o equilíbrio econômico e financeiro dos contratos entre o poder concedente (Governo) e as empresas concessionárias.

Conselho Superior: Maria Augusta Almeida Feldman (Conselheira Pre-sidente), Clovis Ilgenfritz da Silva (Conselheiro), Denize Zaions (Conselheira), David Fialkow Sobrinho (Conselheiro), Eduardo Delgado (Conselheiro), Guilher-me Socias Villela (Conselheiro) e Luiz Alberto O. R. Miranda (Conselheiro).

Telefone: (51) 3288-8800Ouvidoria: Cláudia Vieira Coronas 0800-990066 Fax: (51) 3288-8815E-mail: [email protected]ágina na Internet: http://www.agergs.rs.gov.brEndereço: Av. Borges de Medeiros, 659 14º andarCEP: 90020-023-Porto Alegre-RSLei de criação: n°10.931, de 09 de janeiro de 1997Data da celebração do convênio: 02 de dezembro de 1998 – Renovado em 01 de janeiro de 2004

A Agência Estadual de Regulação dos Serviços Públicos Delegados do Rio Gran-de do Sul (AGERGS) é uma autarquia com autonomia financeira, funcional e administrativa criada em 1997. Tem como objetivo garantir a qualidade dos serviços públicos oferecidos aos usuários pelos concessionários e o equilíbrio econômico-financeiro dos contratos entre o poder concedente e as empresas prestadoras de serviços. A função reguladora da AGERGS se dá, em especial, nas áreas de energia elétrica, por delegação da ANEEL, saneamento, rodovias, portos e hidrovias, irrigação, transportes intermunicipais de passageiros (inclu-sive as estações rodoviárias), depósito e guarda de veículos e inspeção de se-gurança veicular.

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Indicadores de qualidade do fornecimento de energia elétrica no Estado

Representatividade do mercado de energia elétrica do Estado (2003)

Uma inovação implementada pela agência é o “Usuário Voluntário”, pelo qual o cidadão pode cadastrar-se para prestar informações sobre a quali-dade da prestação dos serviços de energia elétrica, pólos de concessão rodoviária, sistema de transporte intermunicipal de passageiros e traves-sias hidroviárias. Essa ação evidencia o caráter participativo do cidadão incentivado pela AGERGS no Rio Grande do Sul. Mais de 5.000 usuários cadastrados auxiliam na fiscalização dos serviços regulados.

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48

8.13. Comissão de Serviços Públicos de Energia - CSPE

Missão: Ser instrumento de aperfeiçoamento do serviço público, regulando e fiscalizando, no Estado de São Paulo, os serviços de distribuição de gás canalizado e de energia elétrica, neste caso, por delegação da ANEEL.

Diretoria: Aderbal de Arruda Penteado Junior (Comissário-Geral), Zevi Kann (Comissário Chefe do Grupo Técnico e de Concessões) e Moacyr Trindade de Oliveira Andrade (Comissário Chefe do Grupo Comercial e de Tarifas).

Telefone: (11) 3293-5100Ouvidoria: Cíntia Menegasso Mori 0800-555591 Fax: 0800-555822E-mail: [email protected]ágina na Internet: www.cspe.sp.gov.brEndereço: Rua Boa Vista, 170 - 3º e 4º andar, Centro, São Paulo, SPLei de criação: Lei Complementar nº 833, de 17 de outubro de 1997Data da celebração do convênio: 15 de abril de 1998 – Renovado em 01 de janeiro de 2004

Primeira Agência a firmar convênio com a ANEEL, em 1998, a Comissão de Serviços Públicos de Energia (CSPE) é a agência reguladora dos serviços de energia, criada pelo Governo do Estado para controlar e fiscalizar as concessionárias de energia elétrica e gás canalizado em São Paulo e, dessa forma, assegurar a qualidade da prestação do serviço de energia à população paulista. Entidade autárquica vinculada à Secretaria de Energia, Recursos Hídricos e Saneamento, a CSPE exerce a fiscalização técnica, comercial e econômico-financeira das 14 concessionárias de distribuição de energia elé-trica que operam no Estado. Atua, também, na área de gás canalizado, onde regula e fiscaliza os serviços de distribuição de três concessionárias, por competência estadual estabelecida em lei. A política de qualidade da CSPE objetiva buscar a excelência na prestação do serviço público de regulação e fiscalização, por meio de aperfeiçoamento constante e permanente dos cola-boradores, processos, produtos e meios de comunicação, a fim de promover o equilíbrio nas relações entre os consumidores e agentes do setor energético.

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Em sua visão estratégica, a CSPE quer ser referência de órgão regulador, promovendo permanentemente o equilíbrio das relações entre agentes do setor energético e consumidores, contribuindo assim para o aprimoramento da prática da cidadania. Para isso, desenvolve uma cultura baseada em Com-petência, Ética, Equilíbrio e Transparência.

Dentre os vários aspectos que merecem destaque na atuação da CSPE, destacam-se:- a certificação ISO 9002 para três processos: o de fiscalização da quali-

dade do fornecimento de energia elétrica, com base nos indicadores de desempenho, em abril de 2000; o de fiscalização econômico-financeira e o de ouvidoria, em junho de 2001;

- a implantação do Portal de Coleta de Dados, hospedado no Data Center da Companhia de Processamento de Dados do Estado de São Paulo (PRODESP), com o objetivo de padronizar as coletas de dados sobre os trabalhos de fiscalização feitos nos agentes regulados;

- adoção de sistema SISDOC para o registro e controle de documen-tos e processos.

Representatividade do mercado de energia elétrica do Estado (2003)

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Indicadores de qualidade do fornecimento de energia elétrica no Estado

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Cadernos Temáticos ANEEL

Compensação Financeira pela Utilização de Recursos

Hídricos para Geração de Energia Elétrica

2

Brasília DF Abril 2005

Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL

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Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL

Diretoria

Diretor-Geral

Jerson Kelman

Diretores

Eduardo Henrique Ellery FilhoIsaac Pinto AverbuchJaconias de AguiarPaulo Jerônimo Bandeira de Mello Pedrosa

Catalogação na FonteCentro de Documentação - CEDOC

A265c Agência Nacional de Energia Elétrica (Brasil).

Compensação financeira pela utilização de recursos

hídricos para geração de energia elétrica / Agência Nacional

de Energia Elétrica. - Brasília : ANEEL, 2005

33 p. : il. - (Cadernos Temáticos ANEEL; 2)

1. Compensação financeira - Brasil. 2. Energia

elétrica - geração. 3. Recursos hídricos. I. Título. II.

Série.

CDU: 336.2:556.18(81)

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1. APRESENTAÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72. ASPECTOS CONCEITUAIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93. ASPECTOS METODOLÓGICOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

3.1. Valor pago pelas empresas geradoras e seus recolhimentos . . 12 3.2. Percentuais definidos para os beneficiários . . . . . . . . . . . . . . 13 3.3. Cotas destinadas a Municípios, Estados e ao Distrito Federal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 3.4. Distribuição da Compensação Financeira aos beneficiários . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 3.5. Distribuição dos royalties de Itaipu . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

4. BALANÇO DE COMPENSAÇÃO FINANCEIRA E ROYALTIES DE ITAIPU – DE 2001 A 2004 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 185. ASPECTOS LEGAIS – Leis, Decretos, Portarias e Resoluções . . . . . 23

5.1. Beneficiários . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 5.2. Arrecadação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

5.3. Distribuição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 5.4. Royalties de Itaipu . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 6. QUADROS-RESUMO DA COMPENSAÇÃO FINANCEIRA E ROYALTIES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 6.1. Valores da Compensação Financeira pela utilização

de recursos hídricos distribuídos aos Estados . . . . . . . . . . . . 276.2. Valores da Compensação Financeira pela utilização de recursos hídricos recolhidos pelas concessionárias . . . . . . . 296.3. Valores de royalties de Itaipu distribuídos aos Estados . . . . . . . 32

6.4. Totalização da distribuição da Compensação Financeira e royalties de Itaipu aos Estados, Municípios e órgãos da administração pública da União . . . . . . . . . . . . . . . . 33

SUMÁRIO

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.

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1. APRESENTAÇÃO

Reduzir a assimetria de informações e disseminar a cultura da regulação são dois dos mais árduos e importantes desafios enfrentados por uma agência reguladora. Esses desafios ficam maiores ainda quando se trata da regulação de um setor complexo como é o setor elétrico brasileiro. Criar condições para que todos – consumidores, empresas do setor, autoridades e público em geral – possam ter um mínimo de compreensão das questões que afe-tam suas vidas é um trabalho de todos os dias, 365 dias por ano. Tanto é assim, que o próprio Decreto nº 2.335/97, que constituiu a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), estabeleceu como uma das diretrizes para sua ação a “educação e informação dos agentes e demais envolvidos sobre as políticas, diretrizes e regulamentos do setor de energia elétrica”

Essas atividades são extremamente importantes para manter o adequado equilíbrio nas relações entre os consumidores e os agentes do setor, sendo essenciais para o processo regulatório. Para vencer essa assimetria, tornan-do a atividade regulatória mais compreensível, a ANEEL tem trabalhado de forma constante no sentido de tornar públicas e acessíveis todas as informa-ções de interesse da sociedade relativas ao setor elétrico.

Exemplos disso são a obrigatoriedade da remessa, pelas distribuidoras, dos contratos de prestação de serviços de distribuição de energia elétrica a todos os consumidores; a ampla divulgação da Resolução nº 456/00, que estabelece direitos e deveres dos consumidores e das distribuidoras; a Central de Teleaten-dimento da Agência, que tira dúvidas dos consumidores e recebe suas reclama-ções; as reuniões públicas de Diretoria, transmitidas pela internet; a própria pá-gina da ANEEL na internet e as audiências públicas que a Agência realiza (foram mais de 150 nos primeiros sete anos de existência da ANEEL).

Ainda que essas ações possam ser consideradas positivas, temos convicção de que há muito por fazer nesse campo. Assim, uma nova iniciativa da Agên-

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cia é o lançamento da coleção Cadernos Temáticos ANEEL, que tem como objetivo colocar ao alcance do público temas relevantes da regulação do setor elétrico brasileiro. Ao abordar esses temas em linguagem simples e direta, a ANEEL espera dar mais uma contribuição para que todos os interessados possam entender melhor cada um dos muitos assuntos que são objetos de sua ação de regulação. Espera-se com isso, permitir o avanço do debate so-bre cada um desses temas, contribuindo para o aprimoramento do processo regulatório e, conseqüentemente, com as melhorias da qualidade do serviço de energia elétrica e da qualidade de vida da população brasileira.

Nesse sentido, o presente caderno aborda os aspectos conceituais e metodológicos de cálculo, recolhimento e distribuição dos valores relati-vos à Compensação Financeira pela utilização dos recursos hídricos para geração de energia elétrica.

Mais informações sobre o tema poderão ser obtidas diretamente com as áreas técnicas da ANEEL, responsáveis por sua implementação, ou na pá-gina da Agência – www.aneel.gov.br – ou ainda pelo endereço eletrônico [email protected].

Brasília, abril de 2005

Jerson KelmanDiretor-Geral

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2. ASPECTOS CONCEITUAIS

O Brasil dispõe de um vasto potencial hidráulico que pode ser utilizado para geração de energia elétrica. Isso configura uma vantagem competitiva indis-cutível – a geração de energia elétrica utilizando recursos hídricos é uma das formas mais baratas de produzir eletricidade, além de ser, reconhecidamen-te, um dos processos que apresenta o menor nível de poluição atmosférica para sua obtenção. Essa é uma das razões pelas quais o Brasil apresenta, em sua matriz energética, uma participação expressiva da hidroeletricidade.

A Compensação Financeira é paga pela exploração dos recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica e corresponde a 6,75% do valor da energia gerada.

Esse valor é pago pelos concessionários de geração de energia, sendo 6% destinados aos Estados, Municípios e Distrito Federal que são atingidos pelas águas represadas ou que abrigam as instalações de usinas hidrelétricas com potência superior a 30MW e, também, a órgãos da administração pública da União. O percentual restante (0,75%) é destinado ao Ministério do Meio Ambiente (MMA), para aplicação na implementação da Política Nacional de Recursos Hídricos e do Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos e constitui pagamento pelo uso da água.

A Compensação Financeira é, portanto, um ressarcimento pela ocupação de áreas por usinas hidrelétricas e um pagamento pelo uso da água na geração de energia.

Quando a energia gerada caracteriza a prestação de um serviço público e visa ao atendimento dos consumidores, o valor devido pelo detentor da concessão tem como base de cálculo a quantidade de energia gerada mensalmente. Quando a energia é para uso privativo de quem a produz, caracterizando a autoprodução, a lei isenta a empresa geradora do pagamento da Compensação Financeira.

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Em duas situações os autoprodutores são obrigados a pagar Compensação Financeira: quando parte da energia gerada excede o consumo próprio e é comercializada para uso em serviço público, sendo o valor devido pro-porcional à parcela vendida, e quando a instalação consumidora e a usina hidrelétrica do autoprodutor estiverem localizadas em diferentes Unidades da Federação. Nessa segunda hipótese, o valor pago pelo autoprodutor tem como base de cálculo toda a energia gerada.

Outra situação de isenção da Compensação Financeira, concedida em lei, diz respeito às usinas com capacidade instalada de no máximo 30 MW, denominadas Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) – Lei nº 7.990/89. Deve-se observar que, até 1998, o limite de potência que caracterizava uma usina como PCH correspondia a 10 MW (Lei nº 9.427/96). A partir daquele ano, esse limite passou aos atuais 30 MW (Lei nº 9.648/98). Dessa forma, existem hoje algumas centrais com potência entre 10 e 30 MW que pagam Compensação Financeira por não terem sido originalmente caracterizadas como PCHs e sim com usina hidrelétrica.

A tarifa utilizada para o cálculo da Compensação Financeira (Tarifa Atualiza-da de Referência – TAR) é fixada pela ANEEL, sendo reajustada anualmente e revisada a cada quatro anos pela Agência. É também de responsabilidade da ANEEL o gerenciamento do recolhimento e da distribuição da Compen-sação Financeira aos beneficiários.

No caso da Usina Hidrelétrica de Itaipu são pagos royalties conforme estabelecido no Tratado de Itaipu, assinado entre Brasil e Paraguai em 26 de abril de 1973, cujos beneficiários e distribuição equivalem às dire-trizes da Compensação Financeira.

Todos os valores recolhidos pelas geradoras e distribuídos aos beneficiários estão disponíveis na página eletrônica da ANEEL – www.aneel.gov.br – link informações do setor elétrico / compensação financeira. As consultas podem ser feitas por Estados, Municípios ou por usinas. No mesmo local podem ser

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encontrados relatórios completos e resumidos da Compensação Financeira e dos royalties de Itaipu, atualizados mensalmente. Isso dá transparência ao processo permitindo assim, o adequado controle pelos beneficiários e pela sociedade.

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3. ASPECTOS METODOLÓGICOS

Diante dos princípios que caracterizam a Compensação Financeira, quatro etapas fundamentais precisam ser observadas para que se possa garantir que os objeti-vos que motivaram a sua criação possam ser adequadamente alcançados:

1ª) a determinação do valor a ser pago pelas empresas geradoras de energia hidrelétrica e a forma de recolhimento;

2ª) a verificação dos percentuais definidos para os beneficiários;3ª) a determinação das cotas destinadas a cada um dos Municípios, Es-

tados e Distrito Federal; 4ª) a distribuição da Compensação Financeira aos beneficiários.

3.1. Valor pago pelas empresas geradoras e seu recolhimento

A base para a determinação da Compensação Financeira é a energia efetivamente gerada mensalmente, respeitada a sua finalidade – prestação de serviço público ou consumo próprio. O valor devido pelas concessionárias corresponde a 6,75% dessa energia multiplicado pela Tarifa Atualizada de Referência (TAR).

Compensação Financeira = 6,75% x Energia Gerada x TAR

A fixação da TAR é feita com base nos preços de venda de energia destinada ao suprimento das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica, excluindo-se encargos setoriais vinculados à atividade de geração, tributos e empréstimos compulsórios, bem como os custos incorri-dos na transmissão de energia elétrica. Para efeito desse cálculo, considera-se o valor total despendido anualmente na compra de energia, dividido pela quantidade de energia adquirida em 12 meses.

Quanto ao recolhimento, cada concessionária realiza o cálculo da Compen-sação Financeira devida, informando à ANEEL, até o dia 20 do mês subse-

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qüente ao da geração, os montantes de energia gerada e os valores a serem recolhidos, individualizados por central geradora. O recolhimento é efetuado no Banco do Brasil em até 50 dias subseqüentes ao mês da geração, ob-servando as orientações emitidas pela Agência. O atraso no recolhimento implica multa de 5% e juros de mora de 1% ao mês. A ANEEL fiscaliza a conformidade dos cálculos e dos valores recolhidos.

A regra de evolução da TAR compreende reajustes anuais com base em indicador econômico ajustado às especificidades dos serviços de energia elétrica determinado pela ANEEL e uma revisão, a cada quatro anos, com base nas compras de energia pelas distribuidoras. Nos anos de 2001 a 2004, o indicador utilizado foi o IGP-M. A evolução da TAR é a seguinte:

TAR 2001 – Resolução ANEEL nº 583, de 28/12/2000 – R$ 29,40/MWhTAR 2002 – Resolução ANEEL nº 583, de 21/12/2001 – R$ 32,58/MWhTAR 2003 – Resolução ANEEL nº 797, de 26/12/2002 – R$ 39,43/MWhTAR 2004 – Resolução ANEEL nº 647, de 08/12/2003 – R$ 44,20/MWhTAR 2005 – Resolução Homologatória nº 285, de 23/12/2004 – R$ 52,67/MWh

3.2. Percentuais definidos para os beneficiários Beneficiários da Compensação Financeira e percentuais conforme a legislação:

6,00% x Energia Gerada x TAR 0,75% x Energia Gerada x TAR

Estados ................................... 45%

Municípios .............................. 45%

M M A ..................................... 3%

M M E...................................... 3%

Fundo Nacional de Desenvolvimento

Científico e Tecnológico (FNDCT).... 4%

Ministério do Meio Ambiente

Esta parcela é repassada à Agência Na-

cional de Águas (ANA) para implemen-

tação da Política Nacional de Recursos

Hídricos e do Sistema Nacional de

Gerenciamento de Recursos Hídricos.

Compensação Financeira = 6,75% x Energia Gerada x TAR

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3.3. Cotas destinadas a Municípios, Estados e ao Distrito Federal

No cálculo das cotas destinadas aos Municípios, dois fatores são levados em consideração. Um deles corresponde aos percentuais de área inundada por águas dos reservatórios das usinas hidrelétricas. Essa informação é de res-ponsabilidade das empresas concessionárias e deve ser repassada à ANEEL para que a proporção a que cada Município tem direito possa ser determina-da. A ANEEL, em 2001, em função da cisão de alguns Municípios, mapeou com precisão as regiões alagadas, usando imagens de satélite do Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais (INPE) e informações prestadas pelas con-cessionárias. Isso permitiu atualizar a base de dados para a distribuição da Compensação Financeira entre Estados e Municípios.

O outro fator reflete o fato de que a quantidade total de energia gerada em uma usina hidrelétrica não se deve somente à água existente em seu pró-prio reservatório. Uma parte da energia que ela gera só é possível devido à água represada nos reservatórios de outras usinas. Essa influência ocorre tendo em vista que, ao ser construído, o reservatório de uma hidrelétrica passa a funcionar como se fosse uma caixa d’água para todas as demais usinas que estejam localizadas no mesmo rio, ou em algum de seus afluen-tes, no mesmo sentido do fluxo da água. Isso faz com que algumas usi-nas hidrelétricas possam gerar mais energia por serem beneficiadas pela existência dessas “caixas d’água”, aumentando o valor da Compensação Financeira que elas recolhem. Por essa razão, a parcela adicional da Com-pensação Financeira paga pelas usinas hidrelétricas beneficiadas é transfe-rida aos respectivos Municípios que são atingidos pelos reservatórios que proporcionaram tais ganhos. Em síntese, o valor que cada Município recebe a título de Compensação Financeira é proporcional à área de seu território que é diretamente atingida pelo reservatório de uma dada usina hidrelétrica e ao ganho de energia que esse mesmo reservatório está propiciando às demais usinas.

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Também são beneficiados pela Compensação Financeira aqueles Municípios nos quais estejam localizadas instalações utilizadas no processo de geração de energia das hidrelétricas, mesmo que não sejam atingidos pelas águas de

seus reservatórios. Por exemplo, a Usina Hidrelétrica de Governador Parigot de Souza, situada no Estado do Paraná, tem sua casa de máquinas situada no Município de Antonina (PR) enquanto que o seu reservatório atinge so-mente os Municípios de Bocaiúva do Sul (PR) e Campina Grande do Sul (PR). Nesta situação, os três Municípios recebem Compensação Financeira.

A parte da Compensação Financeira dessa usina, que é destinada aos Municípios, é dividida em três parcelas iguais, correspondentes ao número de Municípios envolvidos – que nesse caso são três. Uma dessas parcelas é destinada ao Município de Antonina, onde está localizada a casa de máquinas. Portanto, nesse caso, Antonina recebe o correspondente a 1/3 (um terço) do valor da Compen-sação Financeira que a Usina Parigot de Souza destina aos Municípios.Essa parcela é subtraída do valor total e o valor resultante é destinado aos Municípios diretamente atingidos pelo reservatório – Bocaiúva do Sul e Cam-pina Grande do Sul – na proporção das áreas inundadas.

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Esta mesma situação vale para os Municípios em que se localizam instala-ções de bombeamento (elevatórias) para levar água aos reservatórios das usinas hidrelétricas. Nesta situação, enquadra-se, por exemplo, o Município de Barra do Piraí (RJ) que, por sediar a estação de bombeamento de Santa Cecília – que bombeia água para as usinas hidrelétricas de Pereira Passos, Nilo Peçanha e Fontes – compartilha a Compensação Financeira com os Mu-nicípios diretamente atingidos pelos reservatórios dessas usinas.

Quanto aos Estados e ao Distrito Federal, estes recebem valor correspon-dente à soma dos montantes destinados aos seus respectivos municípios. Para efeito de cálculo, o Distrito Federal, por não possuir divisão municipal, é considerado como possuindo um único município. Assim, o Distrito Federal receberá o montante correspondente às parcelas de Estado e de Município.

3.4. Distribuição da Compensação Financeira aos beneficiários

Quanto à distribuição da Compensação Financeira associada a cada usina, os Municípios, os Estados e o Distrito Federal recebem os créditos que lhes são devidos através de ordens bancárias emitidas pela ANEEL ao Banco do Brasil. As parcelas destinadas aos órgãos da administração direta são trans-feridas pelo próprio Tesouro Nacional.

3.5. Distribuição dos royalties de Itaipu

Os royalties recolhidos pela Itaipu Binacional, da mesma forma que a Compensação Financeira, são calculados em função da energia mensal gerada pela usina. Esse total, no entanto, não é multiplicado pela TAR, e sim por um valor, em dólar, definido e atualizado conforme disposto no Tratado de Itaipu. Atualmente, esse valor corresponde a US$ 650/GWh, sendo destinada metade ao Brasil e a outra metade ao Paraguai.A distribuição dos royalties de Itaipu tem regra equivalente a da Compensa-ção Financeira. No entanto, da parcela de 90% dedicada aos Estados (45%) e Municípios (45%), conforme disposição legal, foi estabelecido que 85% são

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destinados aos Estados e Municípios diretamente atingidos pelo reservatório da usina. Os 15% (quinze por cento) restantes são distribuídos aos Estados e Municípios afetados por reservatórios a montante da usina de Itaipu, que contribuem para o aumento da energia nela produzida, seguindo o mesmo princípio descrito anteriormente.

A figura abaixo mostra os percentuais de distribuição dos royalties de Itaipu:

Royalties = Energia Gerada* x US$ 650 x Taxa de Câmbio** x K***

90% 10%

85%

Estados e

Municípios

diretamente

atingidos

15%

Estados

Distrito Federal

e Municípios

a montante

MMA .................... 3%

MME .................... 3%

FNDCT ................. 4%

* Energia em GWh** Taxa de Câmbio referente ao dia do pagamento*** K = Fator de atualização, atualmente igual a 4 (desde 1992)

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4. BALANÇO DE COMPENSAÇÃO FINANCEIRA E ROYALTIES DE ITAIPU – DE 2001 a 2004

A Compensação Financeira e os royalties de Itaipu têm aumentado a cada ano em decorrência do aumento da geração e da atualização dos valores da TAR, no caso da Compensação Financeira.

As figuras 1 e 2 mostram os valores distribuídos no período de 2001 a 2004.

Figura 1 – Valores totais de Compensação Financeira e royalties distribuídos, de 2001 a 2004.

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Figura 2 – Valores de Compensação Financeira e royalties distribuidos aos Estados e Muni-cípios, no período de 2001 a 2004.

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A distribuição dos recursos da Compensação Financeira e royalties de Itaipu entre os 21 Estados e o Distrito Federal está apresentada nas figuras 3 e 4 no período de 2001 a 2004.

Figura 3 – Valores de Compensação Financeira distribuídos aos Estados beneficiados

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Figura 4 – Valores de royalties distribuídos aos Estados beneficiados

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(*) A parcela do MMA corresponde ao 0,75% da Compensação Financeira destinada à implementação da Política Nacional de Recursos Hídricos e ao Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos. Esta parcela, de janeiro até dezembro de 2004, foi de R$ 86 milhões.

Os órgãos da administração direta da União que recebem recursos da Com-pensação Financeira e royalties de Itaipu também tiveram um incremento de receita ao longo dos anos. De janeiro a dezembro de 2004, os Ministérios de Minas e Energia e Meio Ambiente receberam R$ 36 milhões cada, o Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) recebeu R$ 48 milhões.

Figura 5 – Valores de Compensação Financeira e royalties distribuídos aos órgãos da administração pública da União.

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5. ASPECTOS LEGAIS - Leis, Decretos, Portarias e Resoluções

A legislação infraconstitucional que versa sobre a institucionalização e ope-racionalização da Compensação Financeira e royalties da Itaipu Binacional abrange: tratado internacional, leis, decretos e resoluções da ANEEL.

Em 28 de dezembro de 1989, o Congresso Nacional aprovou a Lei nº 7.990, instituindo a Compensação Financeira aos Estados, Distrito Federal e Municí-pios cujas áreas tenham sido afetadas ou venham a ser afetadas por reser-vatórios de aproveitamentos hidrelétricos e que tenham, ou venham a ter em seus territórios, instalações destinadas à produção de energia elétrica. Essa Lei, posteriormente modificada, estabeleceu, entre outros aspectos, a obriga-toriedade de recolhimento da Compensação Financeira pelos geradores hidre-létricos, qualificando os beneficiários, e vedando a aplicação dos recursos em pagamento de dívidas e em quadro permanente de pessoal. A redação para pagamento de dívidas não se aplica no caso do credor ser a União e suas enti-dades. Pela Lei nº 10.195/01 foi permitido também o uso de recursos advindos da Compensação Financeira para capitalização de fundos de previdência.

Em 9 de fevereiro de 1990, o Presidente da República enviou ao Congresso Nacional a Medida Provisória nº 130, publicada no Diário Oficial de 12 de fe-vereiro de 1990, que definia os percentuais de distribuição da Compensação Financeira, incluindo percentuais para a distribuição dos royalties devidos pela Itaipu Binacional ao Governo Brasileiro. Decorridos 30 dias da publicação da Medida Provisória, em 13 de março de 1990, foi sancionada a Lei nº 8.001, que estabeleceu, com algumas alterações, os percentuais de distribuição.

Em 11 de janeiro de 1991, o Presidente da República assinou o Decreto nº 1, que regulamentou as Leis nº 7.990, de 28 de dezembro de 1989, e nº 8.001, de 13 de março de 1990, e estabeleceu a metodologia de cálculo para a dis-tribuição dos recursos da Compensação Financeira e dos royalties de Itaipu.

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A publicação do Decreto nº 1 no Diário Oficial da União ocorreu no dia 14 de janeiro de 1991, marcando o início da implantação dos mecanismos de cobrança e distribuição dos recursos referenciados.

Ao longo dos últimos anos algumas alterações foram introduzidas, des-tacando-se as seguintes: transferência da parcela destinada ao Departamento Nacional de Águas

e Energia Elétrica (DNAEE) ao MME – Lei nº 9.984, de 17 de julho de 2000 (art. 29);

inclusão da parcela de 0,75% destinada ao MMA para aplicação na implementação da Política Nacional de Recursos Hídricos e no Siste-ma Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos – Lei nº 9.984 (art. 28);

inclusão do FNDCT em substituição ao Ministério de Ciência e Tecnologia (MCT), anteriormente beneficiário, com destinação de pelo menos 30% da cota a projetos desenvolvidos por instituições de pesquisa sediadas nas Regiões Norte, Nordeste e Centro-Oeste, incluindo as áreas das Su-perintendências Regionais – Lei nº 9.993, de 24 de julho de 2000;

cobrança de juros de mora e multa por atraso de pagamento da Compen-sação Financeira pelos concessionários – Lei nº 9.993.

Toda a legislação referente à Compensação Financeira e aos royalties de Itaipu está disponível na página eletrônica da ANEEL.

5.1. Beneficiários

Constituição Federal – art. 20, § 1ºLei nº 7.990, de 28 de dezembro de 1989 – Art. 1ºLei nº 8.001, de 13 de março de 1990 – Art. 1ºLei nº 9.984, de 17 de julho de 2000 – Art. 28 Lei nº 9.993, de 24 de julho de 2000 – Art. 2ºDecreto nº 1, de 11 de janeiro de 1991 – Art. 1ºDecreto nº 3.739, de 31 de janeiro de 2001

Page 75: ANEEL Descentralização de Atividades

25

Decreto nº 3.874, de 19 de julho de 2001Resolução ANEEL nº 87, de 22 de março de 2001Resolução ANEEL nº 89, de 22 de março de 2001

5.2. Arrecadação

Lei nº 7.990, de 28 de dezembro de 1989 – Art. 3º e 4ºLei nº 8.631, de 04 de março de 1993 – Art. 2º, § 2º e § 3ºLei nº 9.984, de 17 de julho de 2000 – Art. 28Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996 – Art. 30Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998 – Art. 4º e Art. 17Decreto nº 2.335, de 06 de outubro de 1997 – Anexo I, Artigo 4º, incisos XL e XLIDecreto nº 774, 18 de março de 1993 – Art. 2°, § 1º, alínea lDecreto nº 3.739, de 31 de janeiro de 2001 – Art. 1ºResolução ANEEL nº 583, de 28 de dezembro de 2000Resolução ANEEL nº 67, de 22 de fevereiro de 2001Resolução ANEEL nº 583, de 21 de dezembro de 2001Resolução ANEEL nº 797, de 26 de dezembro de 2002 Resolução ANEEL nº 647, de 08 de dezembro de 2003

5.3. Distribuição

Lei nº 7.990, de 28 de dezembro de 1989 - Art. 5ºLei nº 8.001, de 13 de março de 1990 – Art. 1ºLei nº 9.433, de 08 de janeiro de 1997 – Art. 54Lei nº 9.984, de 17 de julho de 2000 – Art. 29 Lei nº 9.993, de 24 de julho de 2000 – Art. 2ºDecreto nº 1, de 11 de janeiro de 1991 – Art. 1ºDecreto nº 2.335, de 06 de outubro de 1997 – Anexo I, incisos XL e XLIDecreto nº 3.739, de 31 de janeiro de 2001 – Art. 2ºDecreto nº 3.874, de 19 de julho de 2001Decreto nº 774, 18 de março de 1993 Resolução ANEEL nº 87, de 22 de março de 2001

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26

Resolução ANEEL nº 88, de 22 de março de 2001Resolução ANEEL nº 89, de 22 de março de 2001

5.4. Royalties de Itaipu

Tratado entre Brasil e Paraguai, de 26 de abril de 1973 Lei nº 8.001, de 13 de março de 1990 – Art. 1º, § 3ºLei nº 9.984, de 17 de julho de 2000 – Art. 29

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27

6. QUADROS-RESUMO DA COMPENSAÇÃO FINANCEIRA E ROYALTIES

6.1. Valores da Compensação Financeira pela utilização de recursos hidrícos distribuídos aos Estados

DISTRIBUIÇÃO AOS ESTADOS - COMPENSAÇÃO FINANCEIRA

UF1995 1996 1997 1998 1999

VALOR (R$)

NºMUN

VALOR (R$)

NºMUN

VALOR (R$)

NºMUN

VALOR (R$)

NºMUN

VALOR (R$)

NºMUN

AL 546.897,34 4 1.476.597,20 4 1.875.955,31 4 2.317.540,84 4 2.129.381,80 4

AM 394.627,95 2 685.920,37 2 749.070,70 2 216.535,62 2 388.290,00 2

AP 132.295,77 1 157.520,72 1 165.826,62 1 150.573,37 1 164.154,08 1

BA 8.818.723,45 18 11.867.776,59 18 13.264.745,55 18 15.475.419,94 18 13.994.264,07 18

DF 48.281,60 1 35.463,10 1 73.910,94 1 72.149,97 1 62.891,71 1

ES 243.447,11 3 290.778,19 3 382.790,38 3 374.798,01 4 340.777,20 4

GO 5.155.388,73 24 5.808.052,21 24 6.392.947,88 27 10.376.205,21 36 14.930.121,68 36

MA 300.560,34 3 364.248,49 3 368.347,78 3 297.261,51 3 329.808,96 3

MG 20.857.877,90 111 26.732.698,92 112 29.358.771,71 114 32.450.619,97 117 32.710.648,72 119

MS 3.225.527,34 5 3.678.071,07 5 4.287.035,70 5 4.460.287,88 5 4.838.861,91 10

MT 34.462,23 1 30.354,76 1 224.937,83 3 319.806,25 3 534.538,12 3

PA 9.558.773,89 7 10.543.558,25 7 10.420.859,57 8 9.111.921,37 8 8.686.379,22 8

PE 1.454.104,91 5 1.747.445,99 5 1.857.781,31 6 2.199.360,40 6 1.984.476,72 6

PI 249.603,76 3 302.494,30 3 305.898,61 4 246.864,20 4 273.893,60 4

PR 11.334.970,84 57 16.909.853,33 57 17.828.448,97 61 20.829.974,86 59 19.516.816,66 66

RJ 856.236,11 10 1.418.819,29 10 1.390.849,57 10 1.292.420,07 10 1.389.539,50 10

RO 234.207,18 4 316.615,39 4 389.707,60 4 314.645,35 4 358.877,16 4

RS 1.655.752,21 24 2.054.183,34 24 1.930.924,06 25 3.829.007,85 24 2.056.659,99 24

SC 138.425,40 4 230.097,17 4 203.998,58 4 266.699,87 4 229.227,76 4

SE 460.117,42 1 1.532.410,10 1 1.978.123,22 1 2.391.062,85 1 2.208.037,42 1

SP 14.819.985,29 192 17.502.645,50 191 19.600.688,90 196 21.520.559,18 194 21.413.254,90 205

TO 51.997,53 2 71.391,24 2 85.537,98 2 67.900,50 2 70.236,53 2

Total 80.572.264,30 482 103.756.995,52 482 113.137.158,78 502 128.581.615,06 510 128.611.137,71 535

Page 78: ANEEL Descentralização de Atividades

28

DISTRIBUIÇÃO AOS ESTADOS - COMPENSAÇÃO FINANCEIRA

UF2000 2001 2002 2003 2004

VALOR (R$)

NºMUN

VALOR (R$)

NºMUN

VALOR (R$)

NºMUN

VALOR (R$)

NºMUN

VALOR (R$)

Nº MUN

AL 2.263.939,59 4 4.360.986,00 5 5.142.631,99 4 6.822.971,94 4 6.765.271,09 4

AM 940.374,42 2 755.268,35 3 834.318,77 2 885.641,72 2 936.643,30 2

AP 185.369,17 1 344.170,35 1 368.667,75 1 496.526,32 1 461.573,80 1

BA 15.412.508,67 18 15.992.542,33 21 17.634.070,05 20 23.170.674,45 23 29.121.893,27 23

DF 84.457,69 1 98.450,03 1 116.452,49 1 113.143,77 1 214.876,41 1

ES 497.568,41 6 520.789,98 6 757.338,53 6 854.564,31 6 1.382.548,77 6

GO 16.636.318,07 36 16.834.335,66 36 17.229.679,80 37 25.428.463,83 36 33.948.709,93 38

MA 438.638,10 3 513.114,97 3 632.877,47 3 666.332,31 3 814.652,22 3

MG 34.811.478,92 119 29.495.347,37 123 36.441.968,18 120 57.444.168,08 125 67.374.204,04 129

MS 5.343.951,22 10 8.189.029,36 11 11.730.800,46 11 14.055.504,72 11 17.536.436,83 10

MT 576.789,78 3 565.705,42 4 1.123.510,41 4 2.135.919,76 10 3.071.591,43 10

PA 9.714.078,96 8 18.354.959,82 8 21.176.922,05 8 24.510.749,37 8 32.311.935,84 8

PE 2.140.239,05 6 2.435.475,33 6 2.685.995,46 6 3.568.228,86 6 4.186.816,15 6

PI 364.272,00 4 443.696,93 4 550.436,13 4 579.533,00 4 708532,12 4

PR 16.227.755,34 66 32.140.539,42 67 30.897.004,56 64 36.947.393,50 64 38.095.405,46 64

RJ 1.403.226,44 11 2.532.909,45 11 3.002.029,48 11 3.173.428,46 11 4.128.374,62 11

RO 259.425,99 4 627.084,63 5 607.812,53 4 869.234,65 4 865.598,23 4

RS 2.840.056,44 29 7.865.866,11 37 10.527.056,39 39 11.912.052,47 40 11.653.888,93 41

SC 594.237,71 11 3.465.449,26 11 4.910.151,66 15 4.804.212,38 15 6.745.527,93 17

SE 2.387.403,53 1 3.352.120,63 1 3.834.783,52 1 5.044.238,24 1 4.992.523,25 1

SP 19.713.237,98 205 22.115.943,33 205 29.001.212,79 189 36.388.715,29 190 42.127.737,34 190

TO 88.820,89 2 118.430,37 2 1.673.632,21 10 3.851.943,83 10 4.392.103,26 10

TOTAL 132.924.148,36 550 171.122.215,09 571 200.879.352,69 560 263.723.641,25 575 311.836.844,22 583

Page 79: ANEEL Descentralização de Atividades

29

6.2. Valores da Compensação Financeira pela utilização de recursos hidrícos recolhidos pelas concessionárias

VALORES RECOLHIDOS PELAS CONCESSIONÁRIAS - COMPENSAÇÃO FINANCEIRA

SIGLA1995 1996 1997 1998 1999

VALOR (R$) UHE VALOR (R$) UHE VALOR (R$) UHE VALOR (R$) UHE VALOR (R$) UHE

ALCAN 78.937,75 1 120.429,18 1 141.727,02 1 120.751,49 1 76.357,55 1

BARRA MANSA 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0

SAMARCO 0,00 0 0,00 0 0,00 0 211.464,54 1 0,00 0

CBA 1.460.224,48 8 2.357.973,12 8 2.091.055,80 8 2.656.133,73 8 2.579.654,17 8

CDSA 0,00 0 0,00 0 618.338,70 1 3.868.396,63 1 4.270.066,28 1

CEB 109.678,00 1 78.442,85 1 156.511,50 1 123.572,44 1 107.458,68 1

CEC 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0

CEEE 3.177.876,88 5 3.900.059,47 5 3.672.607,27 5 7.904.125,25 5 4.059.057,79 5

CELESC 114.489,64 2 200.568,15 2 191.272,80 2 289.385,10 2 254.481,13 2

CELG 2.978.160,44 2 5.369.906,42 2 2.504.035,07 2 61.133,76 1 63.263,84 1

CELPA 157.761,63 1 215.206,94 1 241.823,18 1 160.861,64 1 169.507,32 1

CELTINS 123.615,14 1 171.453,31 1 206.909,73 1 165.634,57 1 174.264,80 1

CEM 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0

CEMAT 86.155,58 1 75.886,89 1 82.402,60 1 65.100,25 1 80.024,46 1

CEMIG 23.657.623,15 11 28.296.815,36 11 31.115.903,37 11 35.100.639,01 12 37.169.442,20 13

CERJ 78.623,13 2 149.981,42 2 210.848,29 2 149.599,54 2 184.815,86 2

CESP 52.849.845,22 19 59.555.065,47 19 69.393.739,84 19 76.139.101,60 19 55.747.752,49 20

CFLCL 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 20.185,32 1

CHESF 33.009.161,73 9 48.363.567,47 9 54.998.352,77 9 64.255.076,95 9 58.606.573,95 9

CLFSC 140.187,04 1 176.323,86 1 184.419,05 1 179.562,22 1 280.590,87 1

COPEL 12.115.847,44 6 19.819.827,70 6 18.996.033,96 6 23.858.211,50 6 22.982.351,48 7

CPFL 172.008,02 3 278.285,77 3 290.043,36 3 295.233,98 3 286.630,19 3

DMEPC 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 92.292,44 1

DUKE 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 9.531.364,24 8

ELN 25.649.037,06 4 29.051.579,34 4 29.079.488,72 4 28.888.858,92 4 34.206.438,54 4

EMAE 1.259.170,69 3 1.814.706,67 3 1.375.439,84 3 1.586.354,71 3 1.776.892,40 3

ENERSUL 159.381,97 1 256.456,47 1 263.852,13 1 289.058,07 1 319.748,49 2

ESCELSA 671.364,76 3 1.051.575,73 3 1.373.026,37 3 1.238.219,57 3 1.123.543,73 3

FURNAS 26.966.322,43 7 34.059.071,08 7 39.111.254,80 8 45.024.472,31 9 49.138.947,23 9

GUILMAN AMORIM 0,00 0 0,00 0 0,00 0 599.489,27 2 702.177,57 2

INVESTCO S/A 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0

ITAMARATI 0,00 0 0,00 0 479.941,98 2 734.415,38 2 1.256.320,86 2

ITAPEBI 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0

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30

VALORES RECOLHIDOS PELAS CONCESSIONÁRIAS - COMPENSAÇÃO FINANCEIRA

SIGLA2000 2001 2002 2003 2004

VALOR (R$) UHE VALOR (R$) UHE VALOR (R$) UHE VALOR (R$) UHE VALOR (R$) UHE

ALCAN 75.390,40 1 137.119,57 1 201.180,42 1 229.684,52 1 324.310,82 1

BARRA MANSA

0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 998.129,78 1

SAMARCO 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 415.053,84 1

CBA 1.945.718,84 8 2.480.556,50 8 2.708.250,85 8 4.359.399,63 9 5.351.754,97 9

CDSA 4.619.326,73 1 4.605.191,47 1 5.032.887,64 1 7.300.171,77 1 9.724.073,09 1

CEB 147.305,85 1 189.922,16 1 230.218,26 1 212.488,84 1 1.126.863,86 2

CEC 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 1.077.141,77 1

CEEE 4.787.091,53 5 10.233.283,61 6 12.148.561,97 6 14.851.170,74 6 11.728.017,59 1

CELESC 197.395,11 2 445.582,19 2 349.924,33 2 355.168,35 2 499.520,05 2

CELG 79.574,66 1 94.808,23 1 107.539,86 1 133.665,15 1 151.235,82 1

CELPA 264.672,68 1 449.991,19 1 491.486,88 1 512.002,13 1 652.209,24 1

CELTINS 220.573,39 1 293.657,88 1 339.370,35 1 399.832,76 1 458.223,96 1

CEM 0,00 0 0,00 0 1.355.210,05 1 5.327.798,04 1 7.198.809,41 1

CEMAT 75.922,82 1 99.847,93 1 109.365,13 1 128.129,91 1 140.694,47 1

CEMIG 40.793.627,26 13 36.779.519,64 14 43.687.605,98 14 69.683.047,31 15 83.577.118,28 15

CERJ 176.360,83 2 168.670,79 2 226.175,00 2 309.897,68 2 465.177,59 2

CESP 42.332.225,59 5 52.048.754,86 6 73.651.982,16 6 88.024.452,67 6 109.220.034,08 6

VALORES RECOLHIDOS PELAS CONCESSIONÁRIAS - COMPENSAÇÃO FINANCEIRA

SIGLA1995 1996 1997 1998 1999

VALOR (R$) UHE VALOR (R$) UHE VALOR (R$) UHE VALOR (R$) UHE VALOR (R$) UHE

ITIQUIRA 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0

JAGUARI 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 59.804,57 1

LIGHT 3.415.582,14 4 5.126.503,31 4 5.199.699,29 4 5.255.159,21 4 5.552.860,56 5

PARAIBUNA DE ENERGIA 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 19.583,04 1

QUEIROZ GALVÃO 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0

ROSAL 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0

SÁ CARVALHO 243.171,95 1 339.983,33 1 431.239,42 1 503.306,85 1 485.924,06 1

SANTA CLARA 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0

TANGARÁ 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0

TIETÊ 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 10.660.831,95 9

TRACTEBEL 12.620.967,79 3 18.308.787,86 3 20.125.775,44 3 21.461.062,32 3 19.234.843,93 3

VALESUL 135.466,72 2 254.031,65 2 20.125.775,44 3 269.656,86 2 253.792,32 2

TOTAL 201.430.660,75 101 259.392.488,80 101 282.842.896,95 105 321.454.037,65 110 321.527.844,29 134

Page 81: ANEEL Descentralização de Atividades

31

VALORES RECOLHIDOS PELAS CONCESSIONÁRIAS - COMPENSAÇÃO FINANCEIRA

SIGLA2000 2001 2002 2003 2004

VALOR (R$) UHE VALOR (R$) UHE VALOR (R$) UHE VALOR (R$) UHE VALOR (R$) UHE

CFLCL 142.258,04 1 175.572,19 1 228.121,13 1 287.652,81 1 348.445,86 1

CHESF 64.400.257,35 9 74.300.866,09 9 83.195.214,52 9 108.054.828,18 9 124.460.623,25 9

CLFSC 228.087,75 1 351.336,50 1 480.414,82 1 591.944,94 1 695.809,22 1

COPEL 22.454.732,01 7 43.578.216,66 7 39.982.485,23 6 46.380.881,78 6 49.881.322,23 6

CPFL 207.054,67 3 290.631,56 3 381.875,65 3 340.273,07 3 531.696,93 3

CVRD - - - - - - - - 130.540,06 1

DMEPC 118.556,56 1 161.615,64 1 210.321,71 1 240.926,09 1 323.328,46 8

DUKE 12.384.366,07 8 20.358.674,43 8 25.693.139,50 8 30.642.933,98 8 32.311.356,09 3

ELETRONORTE 39.057.228,13 4 56.515.036,67 4 63.206.719,87 4 73.335.641,00 4 92.599.979,29 3

EMAE 1.268.186,41 3 1.337.204,93 3 1.124.732,08 3 1.482.869,81 3 1.580.471,85 1

ENERSUL 330.357,14 2 475.758,66 2 281.177,64 2 514.259,32 1 537.578,62 3

ESCELSA 1.308.027,10 3 1.441.334,06 3 2.266.174,71 3 2.455.086,23 3 3.012.504,12 10

FURNAS 51.957.146,23 9 46.975.284,81 10 51.576.128,31 10 83.802.689,48 10 99.709.603,76 1

GUILMAN AMORIM 873.108,16 2 849.170,82 2 1.403.865,27 2 1.652.548,16 2 1.928.330,37 1

INVESTCO S/A 0,00 0 0,00 0 4.195.426,86 1 11.638.361,73 1 13.249.677,18 2

ITAMARATI 1.366.051,64 2 883.682,81 2 1.011.366,74 2 1.202.285,55 2 1.215.012,41 1

ITAPEBI 0,00 0 0,00 0 0,00 0 796.015,49 1 4.034.964,88 1

ITIQUIRA 0,00 0 0,00 0 0,00 0 1.078.497,77 1 2.070.813,12 1

JAGUARI 58.894,72 1 53.339,86 1 105.960,11 1 53.969,54 1 53.349,00 5

LIGHT 5.800.291,78 5 7.702.662,72 5 8.583.185,86 5 9.359.489,49 5 12.051.628,59 1

MANAUS ENERGIA - - - - - - - - 2.341.608,24 1

PARAIBUNA DE ENERGIA 16.010,01 1 254.516,51 1 581.460,06 1 882.374,97 1 171.914,02 1

QUEIROZ GALVÃO 0,00 0 0,00 0 0,00 0 317.988,58 1 1.175.610,96 1

ROSAL 308.411,74 1 497.468,38 1 669.427,31 1 812.996,39 1 1.101.903,34 1

SÁ CARVALHO 597.854,76 1 612.491,61 1 912.554,02 1 828.189,29 1 1.338.034,88 1

SANTA CLARA 0,00 0 0,00 0 301.848,53 1 479.602,33 1 879.850,10 1

TANGARÁ 0,00 0 0,00 0 0,00 0 376.566,96 1 902.007,57 1

TIETÊ 17.389.817,21 9 17.870.347,42 9 23.379.301,16 9 31.412.304,13 9 34.540.025,63 9

TRACTEBEL 16.034.966,74 4 44.818.352,86 4 51.304.903,19 5 57.877.583,77 5 62.520.132,89 5

VALESUL 293.521,01 2 275.066,55 2 482.818,62 2 583.432,88 2 785.618,99 2

TOTAL 332.310.370,90 121 427.805.537,74 126 502.198.381,74 128 659.309.103,13 133 779.592.110,53 137

Page 82: ANEEL Descentralização de Atividades

32

6.3. Valores de royalties de Itaipu distribuídos aos Estados

VALORES DISTRIBUÍDOS AOS ESTADOS (R$)

UF 1995 Nº MUN 1996 Nº

MUN 1997 Nº MUN 1998 Nº

MUN 1999 Nº MUN

DF 3.521,26 1 5.039,59 1 6.739,53 1 7.015,58 1 11.012,21 1

GO 1.060.983,93 23 1.518.088,97 23 2.050.283,78 26 2.203.348,74 26 3.497.037,91 26

MG 3.709.744,26 87 5.406.488,06 87 7.103.242,61 89 7.634.054,24 90 12.026.123,99 90

MS 806.316,89 6 1.161.744,14 6 1.541.803,07 6 1.638.794,86 6 2.585.490,40 11

PR 40.550.959,00 47 58.574.671,24 47 77.760.634,42 47 82.615.718,57 47 130.130.272,05 47

SP 1.789.510,62 161 2.562.248,14 161 3.434.410,46 166 3.554.396,52 166 5.568.900,56 175

TOTAL 47.921.035,97 325 69.228.280,14 325 91.897.113,87 335 97.653.328,51 336 153.818.837,11 350

VALORES DISTRIBUÍDOS AOS ESTADOS (R$)

UF 2000 Nº MUN 2001 Nº

MUN 2002 Nº MUN 2003 Nº

MUN 2004 Nº MUN

DF 11.605,46 1 19.351,57 1 25.671,16 1 27.163,64 1 26.989,61 1

GO 3.692.086,53 26 4.568.585,82 26 5.642.631,51 26 5.733.325,34 26 5.419.710,70 26

MG 12.903.598,12 90 16.071.300,17 92 19.950.135,06 92 20.145.010,28 96 18.908.451,50 90

MS 2.752.259,97 11 3.813.655,64 12 4.854.553,95 12 4.938.218,05 12 4.096.784,02 12

PR 138.411.202,99 47 172.837.440,84 48 213.955.318,69 48 216.573.939,04 48 200.799.804,54 46

SP 5.850.340,74 175 7.311.434,97 180 8.981.082,68 180 9.172.625,31 180 8.691.565,05 167

TOTAL 163.621.093,81 350 204.621.769,00 359 253.409.393,05 359 256.590.281,66 363 237.943.305,42 342

Page 83: ANEEL Descentralização de Atividades

33

6.4. Totalização da distribuição da Compensação Financeira e royalties de Itaipu aos Estados, Municípios e órgãos da administração pública da União

COMPENSAÇÃO FINANCEIRA (R$)

BENEFICIADOS2001 2002 2003 2004

ESTADOS 171.122.215,10 200.879.352,71 263.723.641,28 311.836.844,21

MUNICÍPIOS 171.122.215,10 200.879.352,71 263.723.641,28 311.836.844,21

MMA (SNGRH) 47.529.195,25 55.794.240,22 73.249.241,36 86.612.683,48

FNDCT 15.187.096,59 17.828.042,55 23.405.473,16 27.675.519,92

MMA 11.422.407,86 13.408.696,79 17.603.553,06 20.815.109,35

MME 11.422.407,86 13.408.696,79 17.603.553,06 20.815.109,35

TOTAL 427.805.537,76 502.198.381,78 659.309.103,19 779.592.110,53

ROYALTIES DE ITAIPU (R$)

BENEFICIADOS2001 2002 2003 2004

ESTADOS 204.621.769,00 253.409.393,05 256.590.281,66 237.943.305,43

MUNICÍPIOS 204.621.769,00 253.409.393,05 256.590.281,66 237.943.305,43

FNDCT 18.188.601,69 22.525.279,38 22.808.025,04 21.150.516,04

MMA 13.641.451,27 16.893.959,54 17.106.018,78 15.862.887,03

MME 13.641.451,27 16.893.959,54 17.106.018,78 15.862.887,03

TOTAL 454.715.042,23 563.131.984,55 570.200.625,91 528.762.900,96

Page 84: ANEEL Descentralização de Atividades

.

Page 85: ANEEL Descentralização de Atividades
Page 86: ANEEL Descentralização de Atividades

Cadernos Temáticos ANEEL

Energia Assegurada

3

Brasília DF Abril 2005

Agência Nacional de Energia Elétrica

Page 87: ANEEL Descentralização de Atividades

.

Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL

Diretoria

Diretor-Geral

Jerson Kelman

Diretores

Eduardo Henrique Ellery FilhoIsaac Pinto AverbuchJaconias de AguiarPaulo Jerônimo Bandeira de Mello Pedrosa

Catalogação na FonteCentro de Documentação - CEDOC

A265e Agência Nacional de Energia Elétrica (Brasil).

Energia Assegurada / Agência Nacional de Energia

Elétrica. - Brasília : ANEEL, 2005

18 p. : il. - (Cadernos Temáticos ANEEL; 3)

Inclui bibliografia.

1. Energia assegurada - Brasil. 2. Fornecimento

normal. 3. Comercialização de energia elétrica. I. Título.

II. Série.

CDU: 621.316(81)

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1. APRESENTAÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

2. ASPECTOS CONCEITUAIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

3. ASPECTOS METODOLÓGICOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

4. BASE LEGAL E REGULAMENTAR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

5. HISTÓRICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

6. MATERIAL CONSULTADO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

OUTRAS INFORMAÇÕES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

ANEXO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

SUMÁRIO

Page 89: ANEEL Descentralização de Atividades

.

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7

1. APRESENTAÇÃO

Reduzir a assimetria de informações e disseminar a cultura da regulação são dois dos mais árduos e importantes desafios enfrentados por uma agência reguladora. Esses desafios ficam maiores ainda quando se trata da regulação de um setor complexo como é o setor elétrico brasileiro. Criar condições para que todos – consumidores, empresas do setor, autoridades e público em geral – possam ter um mínimo de compreensão das questões que afetam suas vidas é um trabalho de todos os dias, 365 dias por ano. Tanto é assim, que o próprio Decreto nº 2.335/97, que constituiu a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), estabeleceu como uma das diretrizes para sua ação a “educação e informação dos agentes e demais envolvidos sobre as políticas, diretrizes e regulamentos do setor de energia elétrica”.

Essas atividades são extremamente importantes para manter o adequado equilíbrio nas relações entre os consumidores e os agentes do setor, sendo essenciais para o processo regulatório. Para vencer essa assimetria, tornan-do a atividade regulatória mais compreensível, a ANEEL tem trabalhado de forma constante no sentido de tornar públicas e acessíveis todas as informa-ções de interesse da sociedade relativas ao setor elétrico.

Exemplos disso são a obrigatoriedade da remessa, pelas distribuidoras, dos contratos de prestação de serviços de distribuição de energia elétrica a todos os consumidores; a ampla divulgação da Resolução nº 456/00, que estabelece direitos e deveres dos consumidores e das distribuidoras; a Central de Teleatendimento da Agência, que tira dúvidas dos consu-midores e recebe suas reclamações; as reuniões públicas de Diretoria, transmitidas pela internet; a própria página da ANEEL na internet e as au-diências públicas que a Agência realiza (foram mais de 150 nos primeiros sete anos de existência da ANEEL).

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8

Ainda que essas ações possam ser consideradas positivas, temos convic-ção de que há muito por fazer nesse campo. Assim, uma nova iniciativa da Agência é o lançamento da coleção Cadernos Temáticos ANEEL, que tem como objetivo colocar ao alcance do público temas relevantes da regulação do setor elétrico brasileiro. Ao abordar esses temas em linguagem simples e direta, a ANEEL espera dar mais uma contribuição para que todos os in-teressados possam entender melhor cada um dos muitos assuntos que são objetos de sua ação de regulação. Espera-se, com isso, permitir o avanço do debate sobre cada um desses temas, contribuindo para o aprimoramento do processo regulatório e, conseqüentemente, com as melhorias da qua-lidade do serviço de energia elétrica e da qualidade de vida da população brasileira.

Nesse sentido, o presente caderno aborda os aspectos conceituais e metodológicos relativos ao tema “energia assegurada de usinas hidrelé-tricas”, tratando-se de parâmetro essencial ao estabelecimento das ga-rantias físicas que determinam os limites de comercialização de energia elétrica das usinas hidrelétricas (UHE’s) envolvidas.

Mais informações sobre o tema poderão ser obtidas diretamente com as áreas técnicas da ANEEL, responsáveis por sua implementação, ou na página eletrônica www.aneel.gov.br.

Brasília, abril de 2005

Jerson KelmanDiretor-Geral

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9

2. ASPECTOS CONCEITUAIS

A energia firme de uma usina hidrelétrica corresponde à máxima produção contínua de energia que pode ser obtida, supondo a ocorrência da seqüência mais seca registrada no histórico de vazões do rio onde ela está instalada.

O histórico de vazões atualmente utilizado pelas usinas hidrelétricas, do sistema brasileiro, é composto por dados verificados ao longo de setenta anos. Com base nesse histórico, e utilizando recursos estatísticos, podem ser simuladas milhares de outras possibilidades de seqüências de vazões para cada usina.

A energia assegurada do sistema elétrico brasileiro é a máxima produção de energia que pode ser mantida quase que continuamente pelas usinas hidrelétricas ao longo dos anos, simulando a ocorrência de cada uma das milhares de possibilidades de seqüências de vazões criadas estatisticamente, admitindo certo risco de não atendimento à carga, ou seja, em determinado percentual dos anos simulados, permite-se que haja racionamento dentro de um limite considerado aceitável pelo sistema. Na regulamentação atual, esse risco é de 5%.

Desse modo, a determinação da energia assegurada independe da geração real e está associada às condições, a longo prazo, que cada usina pode fornecer ao sistema, assumindo um critério específico de risco do não aten-dimento do mercado (déficit), considerando principalmente a variabilidade hidrológica à qual a usina está submetida. Nos cálculos das energias asse-guradas, são desconsiderados os períodos em que a usina permanece sem produzir energia por motivo de manutenções programadas e paradas de emergência.

Considera-se energia assegurada de cada usina hidrelétrica, a fração, a ela alocada, da energia assegurada do sistema. A operação cooperativa do

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10

parque gerador brasileiro foi historicamente adotada, visando garantir o uso eficiente de recursos energéticos no país. Com a introdução da competição no segmento de geração de energia e o aumento do número de agentes, optou-se pela manutenção da operação centralizada das centrais geradoras hidrelétricas, visando a otimização do uso dos reservatórios e a operação com mínimo custo ao sistema.

A contabilização do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) é uma importante aplicação dos valores de energia assegurada. O MRE é um meca-nismo financeiro que objetiva compartilhar os riscos hidrológicos que afetam os geradores, na busca de garantir a otimização dos recursos hidrelétricos dos sistemas interligados. A intenção é garantir que todos os geradores dele participantes, comercializem a energia assegurada que lhes foi atribuída, in-dependente de sua produção real de energia, desde que as usinas integrantes do MRE, como um todo, tenham gerado energia suficiente para tal.

Em outras palavras, por meio do MRE, a energia produzida é contabilmen-te distribuída, transferindo o excedente daqueles que geraram além de sua energia assegurada para aqueles que geraram abaixo, por imposição do despacho centralizado do sistema.

A energia gerada pelo MRE pode ser maior, menor ou igual ao total de energia as-segurada das usinas participantes desse mecanismo, conforme descrito a seguir:

• se a soma da energia gerada pelas usinas for maior ou igual à soma das suas energias asseguradas haverá um excedente de energia, denominado Energia Secundária, que será também realocado entre os geradores;

• se a soma da energia gerada pelas usinas for menor que a soma das suas energias asseguradas não haverá energia suficiente para que todos os geradores recebam a totalidade de sua energia assegurada. Será então calculado para cada gerador, na proporção de sua energia assegurada, um novo valor de energia disponível, apenas para efeito do MRE.

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11

A Figura 1 apresenta, para fins de exemplificação, um gráfico com os valores de geração real média de uma usina hidrelétrica ao longo de um ano, em função das condições hidrológicas do Sistema e do nível anual de energia assegurada da mesma.

Há uma importante relação entre os valores de energia assegurada e a confia-bilidade de suprimento: para qualquer combinação de geradores cuja soma dos valores de energia assegurada seja igual à demanda total, a confiabilidade físi-ca de suprimento deverá ser igual ou melhor do que o padrão estabelecido.

Além da importância para a confiabilidade de suprimento e expansão eficiente, os valores de energia assegurada têm grande importância comercial, pois constituem a quantidade máxima de energia que o gerador pode comprometer (volumes médios anuais) com contratos de longo prazo.

Figura 1

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12

3. ASPECTOS METODOLÓGICOS

Até a metade de 2004, o cálculo de energia assegurada para usinas hidre-létricas despachadas centralizadamente1 era feito em conjunto pelo Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos (CCPE) e pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), segundo critérios apresentados no Submódulo 7.8 “Cálculo da Energia e Potência Asseguradas dos Aprovei-tamentos Hidroelétricos” dos Procedimentos de Rede2 . Já o valor da energia assegurada das Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH’s) era calculado pela ANEEL conforme metodologia estabelecida na Resolução ANEEL nº 169, de 03 de maio de 2001.

Com a publicação do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, ficou es-tabelecido que a definição da forma de cálculo da garantia física (energia assegurada) dos empreendimentos de geração, ficará a cargo do Ministério de Minas e Energia (MME), e a execução deste cálculo ficará sob responsa-bilidade da Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

A Portaria nº 303, de 18 de novembro de 2004, define os montantes da garantia física dos empreendimentos de geração de energia. Essa portaria também aprova a metodologia, as diretrizes e o processo para implantação da garantia física das usinas do Sistema Interligado Nacional (SIN), confor-me Nota Técnica produzida pelo MME/CCPE e pelo ONS, em novembro de 2004.

1 Usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente são aquelas que, em função de sua importância, capaci-dade e localização no sistema elétrico, necessitam da coordenação do Operador Nacional do Sistema (ONS).2 Os Procedimentos de Rede são documentos elaborados pelo ONS, com a participação dos Agentes e homologados pela ANEEL, que estabelecem os procedimentos e os requisitos técnicos para o planejamen-to, a implantação, o uso e a operação do Sistema Interligado Nacional e as responsabilidades do ONS e de todos os demais Agentes de Operação.

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13

4. BASE LEGAL E REGULAMENTAR

a) definição de energia assegurada e estabelecimento das revisões desses valores.• Artigo 21 do Decreto nº 2.655, de 02 de julho de 1998.

b) inclusão da participação das centrais hidrelétricas não despachadas de forma centralizada onde se incluem grande parte das PCHs no MRE.• Artigo 2º do Decreto nº 3.653, de 07 de novembro de 2000.

c) regulamentação da metodologia de cálculo das energias asseguradas das PCHs.• Resolução ANEEL nº 169, de 2001.

d) transferência, ao MME, da responsabilidade sobre definições da forma de cálculo da garantia física dos empreendimentos de geração e, à EPE, da execução do cálculo da garantia física.• Parágrafo 1º do Artigo 4º do Decreto nº 5.163, de 2004.

e) associação do termo garantia física de usinas hidrelétricas participantes do MRE ao termo energia assegurada.• Parágrafo 7º do Artigo 1º da Resolução ANEEL nº 352, de 22 de julho de 2003.

f) extensão da vigência, até 31 de dezembro de 2014, dos valores de energia assegurada dos empreendimentos de geração hidrelétrica homologados até 18 de novembro de 2004.• Parágrafo 2º do Artigo 1º da Portaria nº 303, de 18 de novembro de 2004.

g) revogação do parágrafo 1º do Artigo 21 do Decreto nº 2.655, de 1998, que considerava que energia assegurada do sistema era aquela que poderia ser obtida a risco de déficit pré-estabelecido, conforme regras aprovadas pela ANEEL.• Artigo 4º do Decreto nº 5.287, de 26 de novembro de 2004.

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14

5. HISTÓRICO

Contratos iniciais

A reestruturação institucional do setor elétrico brasileiro, realizada no período de 1995 a 2002, previa a separação das atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização, de-vendo as atividades de geração e comercialização serem exercidas em caráter competitivo.

A competição dar-se-ia de forma gradual, cabendo à ANEEL, durante o período de 1998 a 2002, homologar os montantes de energia e demanda de potência a serem contrata-dos e regular as tarifas correspondentes.

Durante a fase de transição, os Contratos de Suprimento3 foram substituídos por Con-tratos de uso do sistema de transmissão, Contratos de conexão e Contratos iniciais de compra e venda de energia.

A Resolução ANEEL nº 244, de 30 de julho de 1998, estabeleceu os critérios para cálculo dos montantes de energia e demanda de potência a serem considerados nos contratos iniciais. Segundo a citada Resolução, a energia assegurada das usinas hi-drelétricas com motorização de base completa, com exceção da Usina de Itaipu4, para os anos de 1999 a 2002, foi considerada igual a 95% (noventa e cinco por cento) da energia garantida, calculada pelo Grupo Coordenador para Operação Interligada (GCOI) e pelo Comitê Coordenador de Operações Norte Nordeste (CCON).

A Resolução ANEEL nº 232, de 27 de junho de 1999, homologou os montantes de ener-gia e potência asseguradas para o período de 1999 a 2002. Esses foram os montantes considerados na elaboração dos Contratos Iniciais, conforme previsto no Art.10 da Lei nº 9.648, de 1998.

3 Os montantes de energia comercializados nos contratos de suprimento eram iguais aos valores de energia garantida, calculados pelo GCOI. 4 Segundo a Resolução ANEEL nº 244, de 1998, a energia vinculada à potência contratada da Usina de Itaipu pelas empresas distribuidoras seria igual à energia garantida, calculada pelo GCOI.

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Energias Asseguradas para o período após 2002

O cálculo dos certificados de energia assegurada das usinas hidrelétricas despachadas de forma centralizada, para o período após 2002, foi feito em conjunto pelo GCOI5 e GCPS6 . Esses valores foram homologados pela ANEEL por meio das Resoluções ANEEL nº 268, de 13 de agosto de 1998 (Região Sul) e nº 453, de 1998 (Regiões Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e Norte). Os critérios para o cálculo das referidas energias asseguradas foram discutidos no âmbito do GCPS e GCOI, tendo havido uma compatibilização de critérios entre esses dois órgãos de planejamento, da expansão e da operação do sistema interligado brasileiro, respectivamente.

Os valores de energia assegurada homologados até 18 de novembro de 2004, tiveram sua vigência estendida até 31 de dezembro de 2014, por meio da Portaria nº 303.

6. MATERIAL CONSULTADO

1º Cartilha sobre o Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE).2º Nota técnica SRG, de 29 de janeiro de 2001 – “Regulamentação do uso do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) para centrais hidrelétricas não despachadas centralizadamente.”3º Procedimentos de Rede4º Trabalho preparado para CMSE “CERTIFICADOS DE ENERGIA ASSEGURADA – Temas para Discussão”.

OUTRAS INFORMAÇÕES

Este documento foi elaborado pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração (SRG).Dúvidas, comentários e sugestões para aperfeiçoamento são bem-vindos e devem ser enviados para o correio eletrônico: [email protected]. 5 Grupo Coordenador para Operação Interligada (GCOI) que foi extinto e teve suas funções atribuídas ao ONS.6 Grupo Coordenador do Planejamento de Sistemas (GCPS) que foi extinto e teve suas funções atribuídas ao CCPE.

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ANEXO

Valores de energia assegurada por usina hidrelétrica vigente em 2004.

ENERGIA ASSEGURADA POR UHE

UHE MWmédio

PASSO REAL 68

JACUÍ 123

ITAÚBA 190

D. FRANCISCA 78

PONTE DE PEDRA 131,6

PAI QUERÊ 186,6

BARRA GRANDE 380,6

CAMPOS NOVOS 377,9

MACHADINHO 529

ITÁ 720

PASSO FUNDO 119

MONJOLINHO 43,1

MONTE CLARO 59

14 DE JULHO 50

QUEBRA QUEIXO 59,7

FOZ DO CHAPECÓ 432

CASTRO ALVES 64

SEGREDO 603

G.B. MUNHOZ 576

STA. CLARA PR 69,6

FUNDÃO 65,8

SALTO SANTIAGO 723

SALTO OSÓRIO 522

CACHOEIRINHA 23,2

SÃO JOÃO 30,7

SALTO CAXIAS 605

UHE MWmédio

G.P. SOUZA 109

SALTO PILÃO 104,4

A.A. LAYDNER 47

PIRAJU 42,5

CHAVANTES 172

L.N. GARCEZ 55

CANOAS II 48

CANOAS I 57

SÃO JERÔNIMO 165,5

CAPIVARA 330

TAQUARUÇU 201

ROSANA 177

OURINHOS 23,7

JAURU 66

OLHO D’ÁGUA 26,1

CAÇU 42,9

B. COQUEIROS 57,3

ITAGUAÇU 82,9

SALTO 63,8

SLT. VERDINHO 58,2

HENRY BORDEN 108

ITUMIRIM 36,87

ESPORA 23,5

BARRA BONITA 45

A.S. LIMA 66

IBITINGA 74

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17

UHE MWmédio

PROMISSÃO 104

NAVANHANDAVA 139

I. SOLT. EQV 1949

JUPIÁ 886

SÃO DOMINGOS 36,9

PORTO PRIMAVERA 1017

MANSO 92

ITIQUIRA I 42,19

ITIQUIRA II 65,09

CAMARGOS 21

ITUTINGA 28

FUNIL-GRANDE 89

FURNAS 598

M. DE MORAES 295

JAGUARA 336

IGARAPAVA 136

VOLTA GRANDE 229

PORTO COLÔMBIA 185

CACONDE 33

E. DA CUNHA 49

A.S.OLIVEIRA 15

MARIMBONDO 726

ÁGUA VERMELHA 746

SERRA DO FACÃO 182,4

EMBORCAÇÃO 497

CORUMBÁ III 50,9

ENERGIA ASSEGURADA POR UHE

UHE MWmédio

NOVA PONTE 276

CORUMBÁ IV 76

MIRANDA 202

CAPIM BRANCO 1 155

CAPIM BRANCO 2 131

CORUMBÁ I 209

ITUMBIARA 1015

CACH.DOURADA 415

SÃO SIMÃO 1281

PARAIBUNA 50

SANTA BRANCA 32

JAGUARI 14

FUNIL 121

FONTES 104

NILO PEÇANHA 335

PEREIRA PASSOS 51

PICADA 27

SOBRAGI 38

ILHA DOS POMBOS 115

ITAOCARA 110

BARRA DO BRAÚNA 22

ROSAL 30

BAÚ I 48,9

CANDONGA 64,5

GUILMAN-AMORIM 65,9

SÁ CARVALHO 58

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18

UHE MWmédio

SALTO GRANDE 75

PORTO ESTRELA 55,8

BAGUARI 85,1

AIMORÉS 172

MASCARENHAS 103,1

STA. CLARA MG 28,1

IRAPÉ 206,3

MURTA 58

ITAPEBI 196,5

TRÊS MARIAS 239

QUEIMADO 58

SOBRADINHO 531

ITAPARICA 959

COMP. PAF-MOX 2225

ENERGIA ASSEGURADA POR UHE

UHE MWmédio

XINGÓ 2139

BOA ESPERANÇA 143

PEDRA DO CAVALO 56,4

LAJEADO 510,1

COUTO MAGALH. 90,3

SÃO SALVADOR 147,8

SERRA DA MESA 671

PEIXE ANGICAL 271

SANTA ISABEL 532,7

ESTREITO TOC. 584,9

TUCURUÍ 1/2. 4140

CANA BRAVA 273,5

GUAPORÉ 60,2

CURUÁ-UNA 24

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Cadernos Temáticos ANEEL

Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica

4

Brasília DF Abril 2005

Agência Nacional de Energia Elétrica

Page 105: ANEEL Descentralização de Atividades

Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL

Diretoria

Diretor-Geral

Jerson Kelman

Diretores

Eduardo Henrique Ellery FilhoIsaac Pinto AverbuchJaconias de AguiarPaulo Jerônimo Bandeira de Mello Pedrosa

Catalogação na FonteCentro de Documentação - CEDOC

A265t Agência Nacional de Energia Elétrica (Brasil).

Tarifas de fornecimento de energia elétrica /

Agência Nacional de Energia Elétrica. - Brasília :

ANEEL, 2005

30 p. : il. - (Cadernos Temáticos ANEEL; 4)

1. Tarifa elétrica - Brasil. 2. Consumidor de energia

elétrica. 3. Reajuste. I. Título. II. Série.

CDU: 338.516.46:621.31(81)

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1. APRESENTAÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7

2. CONCEITOS BÁSICOS SOBRE TARIFA DE ENERGIA ELÉTRICA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .92.1. Classes e subclasses de consumo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .92.2. Componentes das tarifas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10

3. ESTRUTURA TARIFÁRIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .113.1. Tarifas do grupo A . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .113.2. Tarifas do grupo B . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .143.3. Tarifa social de baixa renda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .14

4. COMPOSIÇÃO DAS TARIFAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .164.1. Custos gerenciáveis - parcela B . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .174.2. Custos não gerenciáveis – parcela A – encargos setoriais . .184.3. Custos não gerenciáveis – parcela A – encargos de uso das redes elétricas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .194.4. Custos não gerenciáveis – parcela A – compra de energia .20

5. MECANISMOS DE ATUALIZAÇÃO DAS TARIFAS DE FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA . . . . . . . . . . . . . . .21

5.1. Reajuste tarifário anual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .215.2. Revisão tarifária periódica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .235.3. Revisão tarifária extraordinária . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .27

6. ABERTURA E REALINHAMENTO TARIFÁRIO . . . . . . . . . . . . . .28

7. QUADROS TARIFÁRIOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .30

SUMÁRIO

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7

1. APRESENTAÇÃO

Reduzir a assimetria de informações e disseminar a cultura da regulação são dois dos mais árduos e importantes desafios enfrentados por uma agência reguladora. Esses desafios ficam maiores ainda quando se trata da regu-lação de um setor complexo como é o setor elétrico brasileiro. Criar con-dições para que todos – consumidores, empresas do setor, autoridades e público em geral – possam ter um mínimo de compreensão das questões que afetam suas vidas é um trabalho de todos os dias, 365 dias por ano. Tanto é assim, que o próprio Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, que constituiu a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), estabeleceu como uma das diretrizes para sua ação a “educação e informação dos agentes e demais envolvidos sobre as políticas, diretrizes e regulamentos do setor de energia elétrica”.

Essas atividades são extremamente importantes para manter o adequado equilíbrio nas relações entre os consumidores e os agentes do setor, sendo essenciais para o processo regulatório. Para vencer essa assimetria, tornando a atividade regulatória mais compreensível, a ANEEL tem trabalhado de forma constante no sentido de tornar públicas e acessíveis todas as informações de interesse da sociedade relativas ao setor elétrico.

Exemplos disso são a obrigatoriedade da remessa, pelas distribuidoras, dos contratos de prestação de serviços de distribuição de energia elétrica a todos os consumidores; a ampla divulgação da Resolução nº 456, que estabelece direitos e deveres dos consumidores e das distribuidoras; a Central de Teleatendimento da Agência, que tira dúvidas dos consumidores e recebe suas reclamações; as reuniões públicas de Diretoria, transmitidas pela internet; a própria página da ANEEL na internet e as audiências públi-cas que a Agência realiza (foram mais de 150 nos primeiros sete anos de existência da ANEEL).

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8

Ainda que essas ações possam ser consideradas positivas, temos convicção de que há muito por fazer nesse campo. Assim, uma nova iniciativa da Agên-cia é o lançamento da coleção Cadernos Temáticos ANEEL, que tem como objetivo colocar ao alcance do público temas relevantes da regulação do setor elétrico brasileiro. Ao abordar esses temas em linguagem simples e direta, a ANEEL espera dar mais uma contribuição para que todos os interessados possam entender melhor cada um dos muitos assuntos que são objetos de sua ação de regulação. Espera-se com isso, permitir o avanço do debate sobre cada um desses temas, contribuindo para o aprimoramento do processo re-gulatório e, conseqüentemente, com as melhorias da qualidade do serviço de energia elétrica e da qualidade de vida da população brasileira.

Nesse sentido, o presente caderno aborda os aspectos conceituais e meto-dológicos das tarifas vinculadas aos consumidores finais de energia elétrica, com o detalhamento dos seus componentes e das formas de aplicação, bem como seus reposicionamentos tarifários em função dos reajustes e revisões previstos contratualmente. De modo claro, são apresentados e qualificados os valores constantes das tarifas que integram, em última instância, a fatura cobrada ao consumidor.

Mais informações sobre o tema poderão ser obtidas diretamente com as áreas técnicas da ANEEL, responsáveis por sua implementação, ou na página eletrônica www.aneel.gov.br – ou ainda pelo endereço eletrônico [email protected].

Brasília, abril de 2005

Jerson KelmanDiretor-Geral

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9

2. CONCEITOS BÁSICOS SOBRE TARIFA DE ENERGIA ELÉTRICA

Os consumidores de energia elétrica pagam, por meio da conta recebida de sua empresa distribuidora de energia elétrica, um valor correspondente à quantidade de energia elétrica consumida, no mês anterior, estabelecida em quilowatt-hora (kWh) e multiplicada por um valor unitário, denominado tarifa, medido em reais por quilowatt-hora (R$/kWh), que corresponde ao valor de 1 quilowatt (kW) consumido em uma hora.

As empresas de energia elétrica prestam esse serviço por delegação da União na sua área de concessão, ou seja, na área em que lhe foi dada autorização para prestar o serviço público de distribuição de energia elétrica.

Cabe à Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) estabelecer tarifas que assegurem ao consumidor o pagamento de um valor justo, como também garantir o equilíbrio econômico-financeiro da concessionária de distribuição, para que ela possa oferecer um serviço com a qualidade, confiabilidade e continuidade necessárias.

2.1. Classes e subclasses de consumo

Para efeito de aplicação das tarifas de energia elétrica, os consumidores são identificados por classes e subclasses de consumo. São elas:

Residencial – na qual se enquadram, também, os consumidores residenciais de baixa renda cuja tarifa é estabelecida de acordo com critérios específicos;Industrial – na qual se enquadram as unidades consumidoras que desen-volvem atividade industrial, inclusive o transporte de matéria prima, insumo ou produto resultante do seu processamento;Comercial, Serviços e Outras Atividades – na qual se enquadram os serviços de transporte, comunicação e telecomunicação e outros afins;

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10

Rural – na qual se enquadram as atividades de agropecuária, cooperativa de eletrificação rural, indústria rural, coletividade rural e serviço público de irrigação rural;Poder Público – na qual se enquadram as atividades dos Poderes Públi-cos: Federal, Estadual ou Distrital e Municipal;Iluminação Pública – na qual se enquadra a iluminação de ruas, praças, jardins, estradas e outros logradouros de domínio público de uso comum e livre acesso, de responsabilidade de pessoa jurídica de direito público;Serviço Público – na qual se enquadram os serviços de água, esgoto e saneamento; eConsumo Próprio – que se refere ao fornecimento destinado ao consumo de energia elétrica da própria empresa de distribuição.

2.2. Componentes das tarifas

As tarifas de energia elétrica são definidas com base em dois componentes: demanda de potência e consumo de energia. A demanda de potência é medida em quilowatt e corresponde à média da potência elétrica solicitada pelo con-sumidor à empresa distribuidora, durante um intervalo de tempo especificado normalmente 15 minutos e é faturada pelo maior valor medido durante o período de fornecimento, normalmente de 30 dias. O consumo de energia é medido em quilowatt-hora ou em megawatt-hora (MWh) e corresponde ao valor acumulado pelo uso da potência elétrica disponibilizada ao consumidor ao longo de um período de consumo, normalmente de 30 dias.

As tarifas de demanda de potência são fixadas em reais por quilowatt e as tarifas de consumo de energia elétrica são fixadas em reais por megawatt-hora (R$/MWh) e especificadas nas contas mensais do consumidor em reais por quilowatt-hora.

Nem todos os consumidores pagam tarifas de demanda de potência. Isso depende da estrutura tarifária e da modalidade de fornecimento na qual o consumidor está enquadrado.

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11

3. ESTRUTURA TARIFÁRIA

Define-se estrutura tarifária como sendo o conjunto de tarifas aplicáveis aos componentes de consumo de energia elétrica e/ou demanda de potência, de acordo com a modalidade de fornecimento.

No Brasil, as tarifas de energia elétrica estão estruturadas em dois grandes grupos de consumidores: “grupo A” e “grupo B”.

3.1. Tarifas do grupo A

As tarifas do “grupo A” são para consumidores atendidos pela rede de alta tensão, de 2,3 a 230 quilovolts (kV), e recebem denominações com letras e algarismos indicativos da tensão de fornecimento, como segue:

A1 para o nível de tensão de 230 kV ou mais;A2 para o nível de tensão de 88 a 138 kV;A3 para o nível de tensão de 69 kV;A3a para o nível de tensão de 30 a 44 kV;A4 para o nível de tensão de 2,3 a 25 kV;AS para sistema subterrâneo.

As tarifas do “grupo A” são construídas em três modalidades de forneci-mento: convencional, horo-sazonal azul e horo-sazonal verde, sendo que a convenção por cores é apenas para facilitar a referência.

a) Estrutura tarifária convencional

A estrutura tarifária convencional é caracterizada pela aplicação de tarifas de consumo de energia e/ou demanda de potência independentemente das horas de utilização do dia e dos períodos do ano. A tarifa convencional apresenta um valor para a demanda de potência em reais por quilowatt e outro para o consumo de energia em reais por megawatt-hora.

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12

O consumidor atendido em alta tensão pode optar pela estrutura tarifária con-vencional, se atendido em tensão de fornecimento abaixo de 69 kV, sempre que tiver contratado uma demanda inferior a 300 kW.

b) Estrutura tarifária horo-sazonal

A estrutura tarifária horo-sazonal é caracterizada pela aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica e de demanda de potência, de acordo com as horas de utilização do dia e dos períodos do ano. O objetivo dessa estrutura tarifária é racionalizar o consumo de energia elétrica ao longo do dia e do ano, motivando o consumidor, pelo valor diferenciado das tarifas, a consumir mais energia elétrica nos horários do dia e nos períodos do ano em que ela for mais barata.

Para as horas do dia são estabelecidos dois períodos, denominados postos tarifários. O posto tarifário “ponta” corresponde ao período de maior consumo de energia elétrica, que ocorre entre 18 e 21 horas do dia. O posto tarifário “fora da ponta” compreende as demais horas dos dias úteis e as 24 horas dos sábados, domingos e feriados. As tarifas no horário de “ponta” são mais elevadas do que no horário “fora de ponta”.

Já para o ano, são estabelecidos dois períodos: “período seco”, quando a incidên-cia de chuvas é menor, e “período úmido” quando é maior o volume de chuvas. As tarifas no período seco são mais altas, refletindo o maior custo de produção de energia elétrica devido à menor quantidade de água nos reservatórios das usinas hidrelétricas, provocando a eventual necessidade de complementação da carga por geração térmica, que é mais cara. O período seco compreende os meses de maio a novembro e o período úmido os meses de dezembro a abril.

b1) Tarifa horo-sazonal azul

A tarifa horo-sazonal azul é a modalidade de fornecimento estruturada para a aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, de acordo

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13

com as horas de utilização do dia e dos períodos do ano, bem como de tarifas diferenciadas de demanda de potência de acordo com as horas de utilização do dia. Ela é aplicável obrigatoriamente às unidades consumidoras atendidas pelo sistema elétrico interligado, e com tensão de fornecimento igual ou superior a 69 kV.

A tarifa horo-sazonal azul tem a seguinte estrutura:

Demanda de potência (R$/kW):Um valor para o horário de ponta (P)Um valor para o horário fora de ponta (FP)

Consumo de energia (R$/MWh):Um valor para o horário de ponta em período úmido (PU)Um valor para o horário fora de ponta em período úmido (FPU)Um valor para o horário de ponta em período seco (PS)Um valor para o horário fora de ponta em período seco (FPS)

b2) Tarifa horo-sazonal verde

A tarifa horo-sazonal verde é a modalidade de fornecimento estruturada para a aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de utilização do dia e dos períodos do ano, bem como de uma única tarifa de demanda de potência.

A tarifa horo-sazonal se aplica obrigatoriamente às unidades consumi-doras atendidas pelo sistema elétrico interligado com tensão de forneci-mento inferior a 69 kV e demanda contratada igual ou superior a 300 kW, com opção do consumidor pela modalidade azul ou verde. As unidades consumidoras atendidas pelo sistema elétrico interligado com tensão de fornecimento inferior a 69 kV e demanda contratada inferior a 300 kW podem optar pela tarifa horo-sazonal, seja na modalidade azul ou verde.

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A tarifa horo-sazonal verde tem a seguinte estrutura:

Demanda de potência (R$/kW): valor único

Consumo de energia (R$/MWh):Um valor para o horário de ponta em período úmido (PU)Um valor para o horário fora de ponta em período úmido (FPU)Um valor para o horário de ponta em período seco (PS)Um valor para o horário fora de ponta em período seco (FPS)

3.2. Tarifas do grupo B

As tarifas do “grupo B” se destinam às unidades consumidoras atendidas em tensão inferior a 2,3 kV e são estabelecidas para as seguintes classes (e subclasses) de consumo:

B1 Classe residencial e subclasse residencial baixa renda;B2 Classe rural, abrangendo diversas subclasses, como agropecuária, coope-rativa de eletrificação rural, indústria rural, serviço público de irrigação rural;B3 Outras classes: industrial, comercial, serviços e outras atividades, po-der público, serviço público e consumo próprio; B4 Classe iluminação pública.

As tarifas do “grupo B” são estabelecidas somente para o componente de consumo de energia, em reais por megawatt-hora, considerando que o custo da demanda de potência está incorporado ao custo do fornecimento de energia em megawatt-hora.

3.3. Tarifa social de baixa renda

Com base na legislação em vigor, todos os consumidores residenciais com

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consumo mensal inferior a 80 kWh, ou aqueles cujo consumo esteja situado entre 80 e 220 kWh/mês e que comprovem inscrição no Cadastro Único de Programas Sociais do Governo Federal, fazem jus ao benefício da subvenção econômica da Subclasse Residencial Baixa Renda. A tarifa social de baixa renda sofre descontos escalonados do acordo com o consumo em relação à tarifa da classe residencial (B1), conforme ilustra a tabela abaixo:

Faixa de Consumo Desconto Tarifário (%)

0 - 30 kWh 65%31 - 100 kWh 40%

101 - Limite Regional 10%

Aos primeiros 30 kWh é aplicada tarifa com 65% de desconto em relação à tarifa aplicada a uma unidade consumidora residencial. Dos 31 kWh con-sumidos, até o limite de 100 kWh, é aplicada tarifa com 40% de desconto. Finalmente, de 101 kWh até o Limite Regional, é aplicado desconto de 10%.

Define-se Limite Regional como sendo o consumo máximo para o qual po-derá ser aplicado o desconto na tarifa, sendo que tal limite é estabelecido por concessionária, e os valores que excederem serão faturados pela tarifa plena (B1) aplicada às unidades residenciais.

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4. COMPOSIÇÃO DAS TARIFAS

Conforme citado anteriormente, cabe à ANEEL fixar uma tarifa justa ao consumidor, e que estabeleça uma receita capaz de garantir o equilíbrio econômico-financeiro da concessão. A receita da concessionária de distribuição se compõe de duas parcelas, conforme visualizado no quadro a seguir. O primeiro conjunto da receita refere-se ao repasse dos custos considerados não- gerenciáveis, seja porque seus valores e quantidades, bem como sua variação no tempo, independem de controle da empresa (como, por exemplo, o valor da despesa com a energia comprada pela distribuidora para revenda aos seus consumidores), ou porque se referem a encargos e tributos legalmente fixados (como a Conta de Desenvolvimento Energético, Taxa de Fiscalização de Serviço de Energia Elétrica etc).

COMPOSIÇÃO DA RECEITA REQUERIDA

PARCELA A (custos não-gerenciáveis)

PARCELA B(custos gerenciáveis)

Encargos Setoriais Despesas de Operação e ManutençãoCotas da Reserva Global de Reversão (RGR) Pessoal

Cotas da Conta de Consumo de Combustível (CCC) Material

Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) Serviços de Terceiros

Rateio de custos do Proinfa Despesas Gerais e Outras

Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)

Despesas de Capital

Encargos de Transmissão Cotas de Depreciação

Uso das Instalações da Rede Básica de Transmissão de Energia Elétrica

Remuneração do Capital

Uso das Instalações de Conexão

Uso das Instalações de Distribuição OutrosTransporte da Energia Elétrica Proveniente de Itaipu P&D e Eficiência Energética

Operador Nacional do Sistema (ONS) PIS/COFINS

Compra de Energia Elétrica para RevendaContratos Iniciais

Energia de Itaipu

Contratos Bilaterais de Longo Prazo ou Leilões

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Esse primeiro conjunto é identificado como “Parcela A” da receita da concessioná-ria de distribuição.

O segundo conjunto refere-se à cobertura dos custos de pessoal, de material e outras atividades vinculadas diretamente à operação e manutenção dos serviços de distribuição, bem como dos custos de depreciação e remuneração dos investi-mentos realizados pela empresa para o atendimento do serviço. Esses custos são identificados como custos gerenciáveis, porque a concessionária tem plena capa-cidade em administrá-los diretamente e foram convencionados como componentes da “Parcela B” da Receita Anual Requerida da Empresa.

4.1. Custos gerenciáveis - Parcela B

A “Parcela B” da receita da empresa é composta dos seguintes itens:

Despesas de Operação e Manutenção – Refere-se à parcela da receita destinada à cobertura dos custos vinculados diretamente à prestação do ser-viço de distribuição de energia elétrica, como pessoal, material, serviços de terceiros e outras despesas. Não são reconhecidos pela ANEEL, nas tarifas da empresa, aqueles custos que não estejam relacionados à prestação do serviço ou que não sejam pertinentes à sua área geográfica de concessão. Cota de Depreciação – Refere-se à parcela da receita necessária à formação dos recursos financeiros destinados à recomposição dos inves-timentos realizados com prudência para a prestação do serviço de energia elétrica ao final da sua vida útil. Remuneração do Capital – Refere-se à parcela da receita necessária para promover um adequado rendimento do capital investido na presta-ção do serviço de energia elétrica.

Além das despesas acima a “Parcela B” inclui ainda os investimentos em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Eficiência Energética, e as despesas com o PIS/COFINS.

Investimentos em Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética – Refe-re-se à aplicação, anual, de no mínimo 0,75% (setenta e cinco centésimos por cento)

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da receita operacional líquida da empresa em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e, no mínimo, 0,25% (vinte e cinco centésimos por cento) em programas de efi-ciência energética, voltados para o uso final da energia – Lei nº 9.991 de julho de 2000.

4.2. Custos não-gerenciáveis – Parcela A – encargos setoriais

Cota da Reserva Global de Reversão (RGR) - Trata-se de um encargo pago mensalmente pelas empresas de energia elétrica, com a finalidade de prover recur-sos para reversão e/ou encampação, dos serviços públicos de energia elétrica. Tem, também, destinação legal para financiar a expansão e melhoria desses serviços, bem como financiar fontes alternativas de energia elétrica para estudos de inventário e viabilidade de aproveitamentos de novos potenciais hidráulicos, e para desenvolver e implantar programas e projetos destinados ao combate ao desperdício e uso eficiente da energia elétrica. Seu valor anual equivale a 2,5% dos investimentos efetuados pela concessionária em ativos vinculados à prestação do serviço de eletricidade, é limitado a 3,0% de sua receita anual. Cotas da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) - Refere-se ao en-cargo que é pago por todas as empresas de distribuição de energia elétrica para cobrir os custos anuais da geração termelétrica eventualmente produzi-da no país, cujo montante anual é fixado para cada empresa em função do seu mercado e da maior ou menor necessidade do uso das usinas termelétricas. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) - A Taxa de Fisca-lização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) foi criada, por lei, com a finalidade de constituir a receita da ANEEL para cobertura das suas despesas administrativas e operacionais. A TFSEE é fixada anualmente pela ANEEL e paga mensalmente, em duodécimos, por todos os agentes que atuam na geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica. Rateio de Custos do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa). Refere-se ao encargo pago por todos os agentes do Sistema Interligado Nacional (SIN) que comercializam energia com o consumidor final ou que recolhem tarifa de uso das redes elétricas relativa a consumidores livres, para cober-

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tura dos custos da energia elétrica produzida por empreendimentos de produtores independentes autônomos, concebidos com base em fontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa participantes do Proinfa.

A cada final de ano a ANEEL publica, em resolução específica as cotas anuais de ener-gia e de custeio a serem pagas em duodécimos, por esses agentes, no ano seguinte, calculadas com base no demonstrativo da energia gerada pelas centrais geradoras do Proinfa e os referentes custos apresentados no Plano Anual do Proinfa elaborado pela Eletrobrás. Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) - Refere-se a um encargo setorial, estabelecido em lei, e pago pelas empresas de distribuição, cujo valor anual é fixado pela ANEEL com a finalidade de prover recursos para o desenvolvimento energético dos estados, para viabilizar a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólicas (vento), pequenas usinas hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nas áreas atendidas pelos sistemas elétricos interligados, e levar o serviço de energia elétrica a todos os consumidores do território nacional (universalização).

4.3. Custos não-gerenciáveis – Parcela A – encargos de uso das redes elétricas

Uso das Instalações da Rede Básica de Transmissão - Refere-se à receita devida a todas as empresas de transmissão de energia elétrica que compõem a Rede Básica (sistema interligado nacional composto pelas linhas de transmissão que transportam energia elétrica em tensão igual ou superior a 230 kW) e que é paga por todas as empresas de geração e de distribuição, bem como pelos grandes consumidores (con-sumidores livres) que se utilizam diretamente da Rede Básica. Uso das Instalações de Conexão - Refere-se ao encargo devido pelas empresas de distribuição que se utilizam de linhas de transmissão que têm conexão com a Rede Básica. Uso das Instalações de Distribuição - Refere-se ao encargo devido às empresas de geração, de distribuição e consumidores livres que se utilizam da rede de energia elétrica de uma empresa de distribuição.

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Transporte de Energia Elétrica de Itaipu - Refere-se ao encargo devido pelas em-presas de distribuição que adquirem cotas de energia elétrica produzida pela Usina Hidrelétrica de Itaipu. Operador Nacional do Sistema (ONS) - Refere-se ao ressarcimento de parte dos custos de administração e operação do ONS (entidade responsável pela operação e coordenação da Rede Básica) por todas as empresas de geração, transmissão e de distribuição bem como os grandes consumidores (consumidores livres) conectados à Rede Básica. 4.4. Custos não-gerenciáveis – Parcela A – compra de energia

Para atender os consumidores localizados na sua área de concessão, a distribuidora efetua compras de energia de empresas geradoras distintas, e sob diferentes condições, em função do crescimento do mercado e dependendo da região em que está localiza-da. Os dispêndios com compra de energia para revenda constituem o item de custo não-gerenciável de significativo peso relativo para as concessionárias distribuidoras. Contratos Iniciais - Parte da energia elétrica comprada para atendimento aos consu-midores da empresa de distribuição é adquirida das empresas de geração de energia elétrica por meio dos contratos denominados “contratos iniciais” – com vigência definida até o final do ano de 2005, cujas quantidades e valores da energia comprada são homologados pela ANEEL. Energia de Itaipu - Além da energia adquirida mediante “contratos iniciais” para fornecimento em sua área de concessão, empresas distribuidoras localizadas nas Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste do Brasil, por imposição legal, pagam uma cota-parte dos custos referentes à energia elétrica produzida por Itaipu e destinada ao País. Contratos Bilaterais de Longo ou Curto Prazo - Refere-se às despesas com com-pra de energia realizadas pelas empresas de distribuição, para eventualmente com-plementar a energia necessária para o total atendimento do seu mercado consumidor, efetivada por meio de contratos bilaterais de longo ou curto prazo, com base nos mecanismos legais de comercialização vigentes.

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5. MECANISMOS DE ATUALIZAÇÃO DAS TARIFAS DE FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA

As empresas de distribuição de energia elétrica fornecem energia elétrica a seus consumidores com base em obrigações e direitos estabelecidos em um Contrato de Concessão celebrado com a União para a exploração do serviço público de distribuição de energia elétrica na sua área de concessão.

Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconhece que o nível tarifário vigente, ou seja, o conjunto das tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os mecanismos de reajuste e revisão das tarifas estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a manuten-ção do seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço e remunerar adequadamente o capital investido, seja naquele momento, seja ao longo do período de concessão, na medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.

Os contratos de concessão estabelecem que as tarifas de fornecimento po-dem ser atualizadas por meio de três mecanismos, conforme detalhado a seguir:

5.1. Reajuste tarifário anual

O objetivo do Reajuste Tarifário Anual (IRT) é restabelecer anualmente o poder de compra da receita obtida pelo concessionário. Conforme já citado, a receita da concessionária é composta por duas parcelas. A “Parcela A” representada pelos “custos não-gerenciáveis” da empresa, e a “Parcela B” que compreende o valor remanescente da receita, repre-sentado pelos “custos gerenciáveis”.

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Em cada reajuste anual de um novo período tarifário - Data de Reajuste em Processamento (DRP) - a distribuidora tem consolidada, com base na es-trutura e níveis tarifários então vigentes, a sua Receita Anual referente aos últimos doze meses - RA0. Tem também consolidado, o valor da “Parcela A”, considerando os valores e condições vigentes na Data de Referência Anterior - VPA0 .

O novo valor da “Parcela A” - VPA1 - na Data de Reajuste em Processamento - DRP - é obtido pelo somatório dos valores então vigentes para cada um de seus itens, conforme detalhado no quadro COMPOSIÇÃO DA RECEITA REQUE-RIDA, (página 16). O valor da “Parcela B” - VPB0 -, na Data de Referência Anterior - DRA - é obtido pela diferença entre RA0 e VPA0. O novo valor da “Parcela B” - VPB1 - é resultante da “Parcela B” - VPB0 -, corrigido pela varia-ção do IGP-M observada nos 12 meses anteriores à data do reajuste.

Dessa forma, e em cumprimento do contrato de concessão, a ANEEL aplica, para os anos compreendidos entre as revisões tarifárias periódicas, o proce-dimento de reajuste tarifário anual (IRT), com base na fórmula abaixo:

O novo Índice de Reajuste Anual (IRT) é calculado mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior do Índice de Reajuste Tarifário (IRT), assim definido:

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IVI – Refere-se ao “número índice” obtido pela divisão dos índices do IGP-M da Fundação Getúlio Vargas, ou do índice que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à Data de Referência Anterior.

X – É um “número índice” fixado pela ANEEL, a cada revisão periódica, confor-me definido no contrato de concessão (vide item 5.2 a seguir), a ser subtraído ou adicionado ao IVI a cada reajuste tarifário anual. Nos reajustes tarifários anuais que antecederam a primeira revisão tarifária periódica de cada conces-sionária, o valor de X foi fixado igual a zero.

5.2. Revisão tarifária periódica

O processo de Revisão tarifária periódica tem como principal objetivo analisar, após um período previamente definido no contrato de concessão (geralmente de 4 anos), o equilíbrio econômico-financeiro da concessão.

Destaca-se que enquanto nos reajustes tarifários anuais a “Parcela B” da Receita é atualizada monetariamente pelo IGP-M, no momento da revisão tarifária periódica é calculada a - receita necessária para cobertura dos custos operacionais eficientes e a remuneração adequada sobre os investimentos realizados com prudência.

A revisão tarifária periódica é realizada mediante o cálculo do reposicionamento tarifário e do estabelecimento do Fator X..a) Reposicionamento tarifário

O cálculo do reposicionamento tarifário se baseia na definição da parcela da receita necessária para cobertura dos custos operacionais eficientes – para um dado nível de qualidade do serviço – e uma remuneração adequada sobre investimentos realizados com prudência. A determinação dos custos ope-racionais eficientes constitui um dos grandes desafios da revisão tarifária periódica. A análise dos custos da própria empresa sujeita o órgão regulador

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aos efeitos da “assimetria de informação”. Conceitualmente, a assimetria de informação refere-se ao fato de que o prestador do serviço regulado é quem gerencia todas as informações (técnicas, operativas, financeiras, con-tábeis etc.) vinculadas à prestação do serviço regulado. O órgão regulador, por sua vez, tem acesso parcial e limitado às informações, que, em geral, são fornecidas pela própria empresa regulada. Embora o regulador possa realizar auditorias permanentes nas informações recebidas, é evidente que a situação de ambas as partes no que se refere ao acesso e manejo dessas informações é totalmente assimétrica.

Por essas razões, a ANEEL vem adotando uma abordagem distinta para defini-ção dos custos operacionais eficientes que devem ser pagos pelo consumidor, cujo enfoque metodológico é denominado de Empresa de Referência.

a1) Empresa de Referência

A Empresa de Referência se define como a simulação de uma empresa responsável pela operação e manutenção das instalações elétricas, ges-tão comercial de clientes e direção e administração da área geográfica da concessionária de distribuição em análise, que presta esses serviços em condições de eficiência e adaptação econômica ao ambiente no qual desenvolve sua atividade.

a2) Remuneração dos investimentos prudentes

A remuneração dos investimentos prudentes é formada por:I. Cota de Depreciação - Refere-se à parcela da receita necessária à formação dos recursos financeiros, destinados à recomposição dos inves-timentos realizados com prudência, para a prestação do serviço de energia elétrica ao final da sua vida útil;II. Remuneração do Capital – Baseia-se no resultado da aplicação de uma taxa de retorno adequada para a atividade de distribuição de energia elétrica sobre o investimento a ser remunerado, ou seja, sobre a base de remuneração.

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a3) Taxa de retorno adequada

Para o cálculo da taxa de retorno a ANEEL adota a metodologia internacional-mente conhecida do Custo Médio Ponderado de Capital (Weighted Average Cost of Capital (WACC). Esse enfoque metodológico busca proporcionar aos investidores da concessionária, um retorno igual ao que seria obtido sobre outros investimentos com características de riscos semelhantes.

Para o cálculo do custo do capital próprio, a ANEEL adota o método Capital Assets Pricing Model (CAPM). Com base nesta metodologia é possível cal-cular um retorno adequado sobre o capital próprio investido, considerando apenas os riscos inerentes à atividade regulada, de forma a manter a atrativi-dade de capital e, conseqüentemente, a continuidade da prestação do serviço no longo prazo.

Para o custo de capital de terceiros, a ANEEL adota uma abordagem seme-lhante à do capital próprio, adicionando a taxa de risco exigida pelo merca-do financeiro internacional para emprestar recursos a uma concessionária de distribuição de energia elétrica no Brasil. Esse enfoque impede que as tarifas sejam afetadas por uma gestão financeira imprudente na captação de recursos de terceiros pelos investidores da concessionária de distribuição.

a4) Estrutura ótima de capital

Para o cálculo da remuneração dos investimentos a ser considerada na re-ceita, a ANEEL baseia-se também no princípio da estrutura ótima de capital, ou seja, numa relação otimizada entre os recursos próprios e de terceiros utilizados pela concessionária de distribuição para financiar os investimentos necessários para a prestação do serviço de energia elétrica. Para definir a estrutura ótima de capital, a ANEEL considerou, além da estrutura de capital das concessionárias de distribuição do Brasil, a estrutura verificada em países que adotam o mesmo regime regulatório, porém, com mais tempo de funcio-namento de suas empresas reguladas.

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a5) Base de Remuneração

Para o montante de investimento a ser remunerado – base de remuneração – a ANEEL considera o valor dos ativos necessários para prestar o serviço de distri-buição, nos termos da Resolução ANEEL nº 493, de 3 de setembro de 2002. O conceito chave da Resolução nº 493/2002 é refletir apenas os investimentos prudentes na definição das tarifas dos consumidores. Trata-se dos investi-mentos requeridos para que a concessionária possa prestar o serviço de dis-tribuição, cumprindo as condições do contrato de concessão (em particular os níveis de qualidade exigidos), avaliados a “preços de mercado” e “adaptados” através dos índices de aproveitamento definidos na referida Resolução.

b) Cálculo do Fator X

Por meio do Fator X, definido no item 5.1, são estabelecidas as metas de eficiência para o próximo período tarifário que serão expressas na tarifa. O Fator X é resultante da composição dos seguintes elementos:

I. componente Xe – reflete, por meio de um índice, os ganhos de produti-vidade esperados pelo natural incremento do consumo de energia elétrica na área de concessão da distribuidora, em função do maior consumo dos consumidores existentes, como pela incorporação de novos consumido-res, no período entre revisões tarifárias;II. componente Xc – reflete, por meio de um índice, a avaliação dos consumidores sobre a empresa de distribuição que lhe fornece energia, sendo obtido mediante a utilização do resultado da pesquisa Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor (IASC); III. componente Xa – reflete um índice de ajuste ao reajuste do compo-nente “pessoal” da “Parcela B”, quando dos reajustes tarifários anuais, que reflita adequadamente o valor da remuneração da mão de obra do setor formal da economia brasileira.

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5.3 Revisão tarifária extraordinária

Além dos processos de Reajuste Tarifário Anual (IRT) e Revisão Tarifária Periódica (RTP) o contrato de concessão estabelece também o mecanismo da Revisão Tarifária Extraordinária (RTE), por meio do qual a ANEEL, po-derá, a qualquer tempo, por solicitação da empresa de distribuição e quando devidamente comprovada, proceder a revisão das tarifas, visando manter o equilíbrio econômico-financeiro do contrato, caso haja alterações significativas nos custos da empresa de distribuição, incluindo as modificações de tarifas de compra de energia, encargos setoriais ou encargos de uso das redes elétricas que possam ser estabelecidos durante o período.

A criação, alteração ou extinção de quaisquer tributos ou encargos legais, após a assinatura do contrato de concessão, quando comprovado seu im-pacto, implicará também na revisão das tarifas, para mais ou para menos, conforme o caso, ressalvado os impostos sobre a renda, a Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL) e quaisquer outros que venham a ser criados, tendo como base de cálculo o resultado da atividade econômica.

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6. ABERTURA E REALINHAMENTO TARIFÁRIO

A atual legislação do setor de energia elétrica estabelece mecanismos para a abertura e realinhamento das tarifas de fornecimento aos consumidores finais. A abertura das tarifas permitirá que o consumidor conheça o valor de cada parcela que compõe a sua conta de energia, explicitando o valor pago pela energia elétrica consumida (tarifa de energia), o valor pago pelo uso do sistema de distribuição e transmissão (tarifa de uso ou tarifa “fio”), bem como todos os elementos de custo que compõem estas tarifas.

O mecanismo de abertura das tarifas permitirá também que consumidores atu-almente atendidos por uma concessionária de serviço público de distribuição (consumidores cativos) que, com base em regras estabelecidas na legislação em vigor, possam avaliar a oportunidade de se tornarem consumidores livres, comparando os valores das tarifas cobradas pela sua atual concessionária de distribuição e optar pela compra da energia elétrica de outro agente vendedor, pagando à primeira a tarifa “fio” ou seja, a tarifa correspondente ao uso do seu sistema de distribuição, e ao novo agente vendedor o valor da energia elétrica comprada.

O processo de realinhamento tarifário objetiva eliminar gradualmente os atu-ais subsídios cruzados, ou seja, custos diferenciados da energia elétrica atu-almente existentes nas tarifas dos consumidores enquadrados nas classes de baixa tensão em relação aos consumidores atendidos em alta tensão. Nesse sentido, o Decreto nº 4.562, de 31 de dezembro de 2002, alterado pelo De-creto nº 4.667, de 4 de abril de 2003, estabeleceu normas que disciplinam o realinhamento gradual das tarifas ao consumidor final, de forma que até o ano de 2007 todos os consumidores paguem o mesmo valor pela energia adquiri-da – tarifa de energia (TE) – e valores diferenciados pelos encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição (tarifa de uso do sistema de trans-missão e distribuição – TUSD + TUST), que reflitam a proporção com que eles utilizam os referidos sistemas. Destaca-se que o Decreto nº 4.855, de 9 de

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GrupoTensão da rede

(kV)

Índices de Reajuste das tarifas realinhadas conside-rando um reajuste de 10%

antes do realinhamento

A1 ≥ 230 14,84

A2 138 14,11

A3 69,0 12,53

A3A 34,5 11,20

A4 13,8 0

BT (Baixa Tensão) < 2,3 9,16

outubro de 2003, estabeleceu em seu art.1º a não aplicação do realinhamento tarifário às cooperativas de eletrificação rural.

O quadro a seguir mostra o efeito do primeiro passo do realinhamento ta-rifário efetuado em 2003 sobre as tarifas dos consumidores de diferentes classes de tensão, por ocasião dos reajustes e/ou revisões das tarifas de dez concessionárias de distribuição de energia que, juntas, representam cerca de 33% do mercado de energia elétrica brasileiro, demonstrando que o realinha-mento tarifário produzirá reajustes maiores nas tarifas de fornecimento para os consumidores atendidos em alta tensão e menores para os consumidores atendidos em baixa tensão.

Conforme observado, o realinhamento tarifário aplicado em 2003 já reduziu o subsídio cruzado até então coberto pelos consumidores de baixa tensão e que estará totalmente eliminado em 2007, quando da aplicação plena no realinha-mento tarifário estabelecido no Decreto nº 4.667, de 2003.

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7. QUADROS TARIFÁRIOS

No endereço eletrônico da ANEEL – www.aneel.gov.br – encontra-se dispo-nível, na opção “tarifas”, informações atualizadas referentes aos valores das tarifas de fornecimento praticadas pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica do Brasil, bem como os atos da ANEEL que homologaram os reajustes tarifários anuais e revisões tarifárias periódicas procedidas.

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Cadernos Temáticos ANEEL

Acesso e Uso dos Sistemas de Transmissão e de

Distribuição

5

Brasília, DF Abril 2005

Agência Nacional de Energia Elétrica

Page 135: ANEEL Descentralização de Atividades

Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL

Diretoria

Diretor-Geral

Jerson Kelman

Diretores

Eduardo Henrique Ellery FilhoIsaac Pinto AverbuchJaconias de AguiarPaulo Jerônimo Bandeira de Mello Pedrosa

Catalogação na FonteCentro de Documentação - CEDOC

A265a Agência Nacional de Energia Elétrica (Brasil).

Acesso e uso dos sistemas de transmissão e de

distribuição / Agência Nacional de Energia Elétrica. -

Brasília : ANEEL, 2005.

57 p. : il. - (Cadernos temáticos ANEEL; 5)

1. Tarifa elétrica - Brasil. 2. Sistema de transmissão.

3. Sistema de distribuição. 4. Encargo tarifário. I.Título.

II. Série.

CDU: 338.516.46:621.31(81)

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1. APRESENTAÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7

2. INTRODUÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9

3. ASPECTOS CONCEITUAIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .113.1. Caracterização do livre acesso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .113.2. Qualificação dos acessantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .123.3. Caracterização dos prestadores de serviço público de transmissão e distribuição . . . . . . . . . . . . . . . .133.4. Classificação das instalações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .143.5. Definição das receitas anuais permitidas . . . . . . . . . . . . . .163.6. Encargos setoriais de responsabilidade do segmento consumo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .173.7. Descontos nas tarifas de uso das redes elétricas . . . . . . . .18

4. ASPECTOS OPERACIONAIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .194.1. Processo de acesso à transmissão ou à distribuição . . . . .194.2. Contratos celebrados pelo usuário . . . . . . . . . . . . . . . . . .204.3. Estabelecimento das tarifas de uso do sistema de transmissão e distribuição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .23

4.3.1. Cálculo da TUST . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .244.3.1. Cálculo da TUSD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .26

4.4. Medição do uso dos sistemas de transmissão e de distribuição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .274.5. Apuração e contabilização dos encargos de uso e conexão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .284.6. Apuração e contabilização dos encargos setoriais de responsabilidade do segmento consumo . . . . .30

SUMÁRIO

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5. HISTÓRICO E RESULTADOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .325.1. Histórico da regulação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .325.2. Evolução das tarifas de uso do sistema de transmissão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .34

6. ASPECTOS LEGAIS E REGULAMENTARES . . . . . . . . . . . . . . . .366.1. Da exploração dos serviços e instalações de energia elétrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .366.2. Da prestação de serviços públicos . . . . . . . . . . . . . . . . . .366.3. Da responsabilidade objetiva na prestação de serviços públicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .366.4. Do serviço adequado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .376.5. Dos encargos do poder concedente e da concessionária . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .376.6. Das instalações de transmissão de interesse restrito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .386.7. Do exercício da opção pelo consumidor . . . . . . . . . . . . . .386.8. Dos condicionantes à estipulação de benefícios tarifários . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .386.9. Da classificação das instalações de transmissão . . . . . . . .396.10. Do livre acesso aos sistemas de transmissão e distribuição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .406.11. Das opções de compra de energia elétrica por parte dos consumidores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .416.12. Das tarifas de transmissão e distribuição . . . . . . . . . . . . .436.13. Dos descontos nas tarifas de uso do sistema de transmissão e de distribuição . . . . . . . . . . . . . . . . . . .446.14. Dos encargos setoriais de responsabilidade do segmento consumo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .45

7. APERFEIÇOAMENTOS FUTUROS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .47

8. DÚVIDAS MAIS FREQÜENTES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49

INFORMAÇÕES ADICIONAIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .58

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7

Reduzir a assimetria de informações e disseminar a cultura da regulação são dois dos mais árduos e importantes desafios enfrentados por uma agência reguladora. Esses desafios ficam maiores ainda quando se trata da regulação de um setor complexo como é o setor elétrico brasileiro. Criar condições para que todos – consumidores, empresas do setor, autoridades e público em geral – possam ter um mínimo de compreensão das ques-tões que afetam suas vidas é um trabalho de todos os dias, 365 dias por ano. Tanto é assim, que o próprio Decreto nº 2.335/1997, que constituiu a Agência, estabeleceu como uma das diretrizes para sua ação a “educação e informação dos agentes e demais envolvidos sobre as políticas, diretrizes e regulamentos do setor de energia elétrica”.

Essas atividades são extremamente importantes para manter o adequado equilíbrio nas relações entre os consumidores e os agentes do setor, sendo essenciais para o processo regulatório. Para vencer essa assimetria, tor-nando a atividade regulatória mais compreensível, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) tem trabalhado de forma constante no sentido de tornar públicas e acessíveis todas as informações de interesse da socieda-de relativas ao setor elétrico.

Exemplos disso são a obrigatoriedade da remessa, pelas distribuidoras, dos contratos de prestação de serviços de distribuição de energia elétrica a todos os consumidores; a ampla divulgação da Resolução nº 456/2000, que estabelece direitos e deveres dos consumidores e das distribuidoras; a Central de Teleatendimento da Agência, que tira dúvidas dos consumidores e recebe suas reclamações; as reuniões públicas de Diretoria, transmitidas pela internet; a própria página da ANEEL na internet e as audiências públi-cas que a Agência realiza (foram mais de 150 nos primeiros sete anos de existência da ANEEL).

1. APRESENTAÇÃO

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Ainda que essas ações possam ser consideradas positivas, temos convicção de que há muito por fazer nesse campo. Assim, uma nova iniciativa da Agên-cia é o lançamento da coleção Cadernos Temáticos ANEEL, que tem como objetivo colocar ao alcance do público temas relevantes da regulação do setor elétrico brasileiro. Ao abordar esses temas em linguagem simples e direta, a ANEEL espera dar mais uma contribuição para que todos os interessados possam entender melhor cada um dos muitos assuntos que são objetos de sua ação de regulação. Espera-se com isso, permitir o avanço do debate so-bre cada um desses temas, contribuindo para o aprimoramento do processo regulatório e, conseqüentemente, com as melhorias da qualidade do serviço de energia elétrica e da qualidade de vida da população brasileira.

Nesse sentido, o presente caderno aborda os aspectos conceituais e meto-dológicos do acesso aos sistemas de transmissão e de distribuição, tratan-do-se de tema relevante do setor elétrico brasileiro e aspecto essencial para a competição na comercialização de energia elétrica e para o exercício da escolha de fornecedores pelos consumidores livres.

Mais informações sobre o tema poderão ser obtidas diretamente com as áreas técnicas da ANEEL, responsáveis por sua implementação, ou na página eletrônica - www.aneel.gov.br..

Brasília, abril de 2005

Jerson KelmanDiretor-Geral

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É de competência da União explorar, diretamente ou mediante autorização, conces-são ou permissão, os serviços e instalações de energia elétrica e o aproveitamento energético dos cursos de água, em articulação com os estados onde se situam os potenciais hidroenergéticos.1

Incumbe ao Poder Público, na forma da lei, diretamente ou sob regime de concessão ou permissão, sempre através de licitação, a prestação de serviços públicos.2

Nas palavras de Maria Sylvia Zanella Di Pietro3, “a Constituição Federal atribuiu ao Poder Público competências que ele não tem condições de cumprir a contento”, haja vista as enormes cifras que são necessárias para expandir e manter os serviços de energia elétrica.

Di Pietro acrescenta: “Daí o instituto da privatização, considerado em seu sentido amplo, para designar todos os instrumentos de que o Estado se serve para reduzir o tamanho de seu aparelhamento administrativo; daí a quebra de monopólios, para tornar competi-tivas atividades que vinham sendo exercidas com exclusividade pelo poder público; daí a delegação de serviços públicos ao particular, pelos institutos da autorização, permissão e concessão de serviços públicos; daí também a parceria com entidades públicas ou privadas para a gestão associada de serviços públicos ou serviços de utilidade pública, por meio de convênios, consórcios ou contratos de gestão.”

A privatização de parcelas da distribuição e da geração de energia elétrica, empreen-dida pelo Governo, determinou menor presença do Estado na prestação dos serviços públicos de energia elétrica, quebrando monopólios e introduzindo a competição na comercialização de energia.

1 Constituição Federal, art. 21, inciso XII2 Constituição Federal, art. 1753 Parcerias na Administração Pública, ed. Atlas, p.40

2. INTRODUÇÃO

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Em todos os países onde houve reestruturação do setor elétrico, ao se instituir a competição foi necessário garantir o livre acesso às redes de transmissão e distribuição. No Brasil não foi diferente, e com esse intuito, dispôs a Lei nº 9.074/1995: “É assegurado aos fornecedores e respectivos consumidores livre acesso aos sistemas de distribuição e transmissão de concessionário e permissionário de serviço público, mediante ressarcimento do custo de transporte envolvido, calculado com base em critérios fixados pelo poder concedente”.4

Esse é um dos pilares de sustentação de um modelo onde existe uma multi-plicidade de agentes e consumidores, e sob o qual foi construída a regulação que trata do livre acesso às redes de transmissão e distribuição que se encontra resumida neste documento.

4 Lei nº 9.074/1995, art. 15, § 6º

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3.1. Caracterização do livre acesso

Antes de tratar especificamente do acesso aos sistemas de transmissão e dis-tribuição, é necessário compreender conceitualmente o termo Livre Acesso. Conforme já abordado, em um sistema onde existe uma multiplicidade de agen-tes comercializando energia de diferentes fornecedores, independente das suas localizações físicas, o acesso e uso das redes elétricas indistintamente constitui elemento essencial para viabilizar o transporte desse bem, garantindo o exercício da competição.

O termo, no entanto, pode levar a outro tipo de entendimento, ou seja, que o acesso poderia se dar da forma pretendida pelo acessante, mesmo que isso acarretasse ônus e conseqüências para os demais. Na realidade, o acesso e uso das redes elétricas é um direito de todo usuário interessado, estabelecido em lei, implementado de forma planejada, mediante o pagamento dos encargos correspondentes.

Uma central geradora termelétrica, por exemplo, necessita de um ato autorizativo emitido pelo poder concedente para entrar em operação e comercializar energia. Nesse mesmo ato consta o ponto de conexão onde a central deverá ser ligada à rede de transmissão ou distribuição, e quais deverão ser as instalações de trans-missão de seu interesse exclusivo, também conhecidas como instalações de conexão. Tanto o ponto de conexão, quanto as instalações de interesse exclusivo são definidos pelo planejamento setorial, em sintonia com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), observando critérios técnicos e econômicos para a composição da melhor solução para integração daquela central.

O mesmo ocorre quando uma central hidrelétrica tem sua concessão submetida à licitação, pois o próprio edital relaciona as instalações de conexão, também planejadas antecipadamente.

3. ASPECTOS CONCEITUAIS

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No caso de grandes consumidores, que adquirem energia elétrica diretamen-te de produtores ou comercializadores, o livre acesso se constitui no direito de conexão e utilização das redes para transportar a energia adquirida. Na hipótese de haver um novo consumidor localizado em área não servida pela malha de transmissão ou de distribuição, o planejamento define a melhor solução para sua integração. Quando essa integração acontece exclusiva-mente em área de sua propriedade, ele detém a responsabilidade pela sua implementação.5

3.2. Qualificação dos acessantes

São considerados acessantes dos sistemas de transmissão e distribuição to-dos os agentes regulados do setor elétrico e os consumidores livres, ligados ao sistema interligado nacional.6

Os agentes regulados são os prestadores de serviços de energia elétrica – con-cessionários, permissionários e autorizados – aí incluídos os produtores inde-pendentes, comercializadores, autoprodutores e os importadores e exportadores de energia elétrica.

Os consumidores livres são caracterizados por aqueles que exerceram o direito, estabelecido em lei, de se desvincular do fornecimento da distribuidora local e adquirir energia de outro fornecedor.

O autoprodutor é o agente do setor que gera energia elétrica para seu próprio consumo, podendo, eventualmente, comercializar a energia excedente. Do ponto de vista de acesso à rede elétrica, quando as unidades de geração e de consumo de um autoprodutor se encontram em regiões distintas, a primeira equivale-se a um gerador comum, enquanto a última é equivalente a um consumidor livre.

5 Resoluções Normativas nºs 067 e 068, de 20046 Lei nº 9.074/1995, arts. 15 e 16

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3.3. Caracterização dos prestadores de serviço público de transmissão e distribuição

A prestação de serviço público de distribuição se dá mediante concessão ou permissão. A concessionária ou permissionária explora o serviço de distribuição em uma área geográfica bem delimitada, em regime de monopólio, ou seja, concentra toda a prestação do serviço de rede aos acessantes daquela região, responsabilizando-se pela operação, manutenção e expansão dessa rede.

A prestação de serviço público de transmissão (Rede Básica) se dá apenas me-diante concessão. Diferentemente da concessionária de distribuição, que explora o serviço em uma determinada área, a concessão de transmissão é dada para cada nova instalação agregada ao sistema.7

A outorga da concessão de transmissão, sempre precedida de licitação, induz a competição na entrada, ganhando o direito de explorar o serviço o empreen-dedor que se dispuser a prestá-lo pela menor receita permitida, homologada no contrato de concessão. Constitui obrigação constante dos editais de licitação a disponibilização das instalações de transmissão à operação integrada do sistema elétrico interligado, sob a supervisão e coordenação do ONS.

Todos os equipamentos dos sistemas de distribuição e transmissão estão sub-metidos ao controle de qualidade disciplinado nas normas técnicas e nos regula-mentos e procedimentos de rede aprovados pela ANEEL, tendo como contrapar-tida a receita auferida pelas concessionárias.

Para o caso das concessões de transmissão, as instalações integrantes da Rede Básica respondem, diretamente, pela sua disponibilidade, sendo que a eventual saída de operação resulta em desconto na receita estabelecida, já que é dada à concessionária a liberdade para elaboração do projeto das instalações.

7 Lei nº 9.074/1995, art. 17,§ 1º

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3.4. Classificação das instalações

As instalações de energia elétrica são classificadas em instalações de transmis-são e de distribuição, sendo essas últimas sempre de propriedade de uma con-cessionária ou permissionária de distribuição e vinculadas à prestação de serviço público. As instalações de transmissão podem ser classificadas dentre aquelas que se destinam à formação da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, as de âmbito próprio da concessionária de distribuição e as de interesse exclusivo das centrais de geração.8

Caso sejam de propriedade de uma concessionária de transmissão, as instala-ções de transmissão estão vinculadas à prestação de serviço público, e, nesse caso, o livre acesso é garantido mediante o pagamento dos encargos correspon-dentes. No caso de serem de propriedade de agentes de geração9, importação ou exportação de energia, o acesso não é livre10, mas pode ser negociado com o proprietário, se necessário com a interveniência da ANEEL.

A Resolução Normativa nº 067, de 8 de junho de 2004, estabelece os critérios para classificação das instalações de propriedade das concessionárias de trans-missão. Os critérios observados são aqueles descritos pelo art. 17 da Lei nº 9.074/1995, conjugado com o art. 6º do Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998, ou seja, as instalações são classificadas como integrantes da Rede Básica ou como Demais Instalações de Transmissão (DITs), sendo essas últimas dispo-nibilizadas para os geradores e importadores e/ou exportadores de energia, em caráter exclusivo ou compartilhado, e para as distribuidoras, como instalações de âmbito próprio da distribuição.

A Figura 1 representa, simplificadamente, como são classificadas as instalações de propriedade de uma concessionária de transmissão.

8 Lei nº 9.074/1995, art. 179 Lei nº 9.074/1995, art. 17, § 3º10 Decreto nº 5.163/2004, art. 60, parágrafo único

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Figura 1: Classificação das Instalações de Transmissão

A Tabela 1 mostra a classificação das instalações de energia elétrica em função de sua propriedade.

Tabela 1: Classificação das Instalações em Função da Propriedade

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3.5. Definição das receitas anuais permitidas

A receita anual permitida (RAP) corresponde ao pagamento recebido pelas con-cessionárias de transmissão pela disponibilização de suas instalações, integran-tes da Rede Básica ou das DITs, para prestação do serviço público de transmis-são de energia elétrica.

Como as concessões de transmissão são obtidas mediante processo licitatório, em regime de concorrência, a RAP fixada pela ANEEL para esses casos refere-se ao preço máximo – ou receita teto – dos leilões de transmissão. As adições às concessões existentes, referentes ao aumento da capacidade de linhas de transmissão ou subestações em operação, são obtidas por meio de autorização específica, com o correspondente estabelecimento da parcela adicional da RAP. Em ambas situações – receita-teto ou parcela adicional – os critérios e parâme-tros observados pela ANEEL para o cálculo da RAP são os mesmos: Investimentos compostos por custos-padrão dos equipamentos asso-

ciados; Taxa média de depreciação ponderada por cada tipo de equipamento; Custos padronizados de operação e manutenção, correspondentes a

um percentual do investimento; Custo de capital próprio e de terceiros, obtidos por modelos CAPM e

WACC11 ; Estrutura ótima de capital para o negócio-transmissão; Tributos e encargos, de acordo com a legislação.

A partir desses dados, pelo método de fluxo de caixa descontado, calcula-se a série de pagamentos anuais que, em um período de 30 anos, amortiza os inves-timentos associados. De modo a contribuir para a modicidade tarifária, a série é ajustada para que os pagamentos anuais reduzam-se à metade do décimo sexto ano em diante.

11 Capital Asset Princing Model e Weighted Average Cost of Capital

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3.6. Encargos setoriais de responsabilidade do segmento consumo

A partir de 2002, a legislação determinou que os encargos setoriais de respon-sabilidade do “segmento consumo” passassem a ser incorporados nas tarifas de uso do sistema, juntamente com as perdas elétricas12. Determinou ainda, que os contratos de fornecimento dos consumidores do “Grupo A” fossem abertos em contratos de compra de energia, conexão e uso.

A Tabela 2 mostra a composição atual das tarifas de uso do sistema de trans-missão e distribuição, em suas parcelas “fio” e “encargo”.

Tabela 2: Encargos Setoriais de Responsabilidade do Segmento Consumo

12 Lei nº 10.604/2002, Decreto nº 4.562/2002, Lei nº 10.848/2004 e Decreto nº 5.163/2004

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3.7. Descontos nas tarifas de uso das redes elétricas

As pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e os empreendimentos de geração que têm como base fontes alternativas de energia – solar, biomassa, eólica e co-gera-ção qualificada – que produzam energia para fins de comercialização e que tenham características de PCH, ou seja, com potência instalada menor ou igual a 30 Me-gawatt (MW), têm direito a pelo menos 50% de desconto nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição13. Esse direito lhes foi dado por disposição legal, em função de políticas e diretrizes setoriais estabelecidas pelo Governo Fede-ral. O percentual de desconto é estabelecido no próprio ato autorizativo da usina.

Também têm direito ao mesmo percentual de desconto, as unidades de consumo que comercializem energia com as referidas usinas.

Para ter direito ao desconto, a unidade de consumo precisa celebrar contra-tos específicos de conexão e uso da rede, explicitando a parcela de demanda contratada com a usina beneficiada. Ressalta-se que o desconto incide apenas sobre a parcela “fio” das tarifas de uso do sistema de transmissão e distribuição, permanecendo a tarifa-encargo inalterada.

13 Resolução Normativa nº 077/2004

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4.1. Processo de acesso à transmissão ou à distribuição

Os agentes regulados do setor que quiserem acessar as redes de serviço público de transmissão e distribuição devem implementar suas próprias instalações até o ponto de conexão com a rede. No caso de geradores, autoprodutores (geração) e importadores e/ou exportadores de energia elétrica, essas instalações, bem como os pontos de conexão, são estabelecidas nos próprios atos autorizativos ou nos contratos de concessão, após definidas pelo planejamento setorial.

As concessionárias e as permissionárias de distribuição detêm responsabilidade pela extensão das redes de distribuição para se conectarem às subestações rebaixadoras integrantes da Rede Básica, às DITs e às redes de outras distribui-doras.

Previamente à conexão, é requerida a solicitação de acesso pelo agente setorial regulado, que deve ser feita ao ONS ou à transmissora, quando as instalações acessadas forem integrantes da Rede Básica, ou à concessionária proprietária das instalações, quando essas forem em tensão inferior a 230 quilovolt (kV). Portanto, para acessar as DIT’s, a solicitação deve ser dirigida à transmissora, enquanto o acesso a instalações de distribuição será solicitado à distribuidora local.

O ONS ou a concessionária analisam a solicitação do acesso em prazos de 30 ou 120 dias, dependendo da necessidade ou não de reforços na rede a ser acessa-da.14

A solicitação de acesso por consumidor livre pode ser feita ao ONS ou à trans-missora, caso o ponto de conexão pretendido seja na Rede Básica e todas as instalações de conexão do consumidor estejam em terreno de sua propriedade.

14 Resolução nº 281/1999

4. ASPECTOS OPERACIONAIS

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Caso a conexão seja nas DITs, nas instalações de distribuição ou mesmo na Rede Básica, mas de forma que requeira instalações de conexão atravessando áreas públicas ou propriedades que não sejam do consumidor, a solicitação de acesso deve ser feita à concessionária ou permissionária de distribuição local.

O ONS disponibiliza em sua página eletrônica www.ons.org.br uma cartilha que trata, com detalhes, dos aspectos técnicos e procedimentais do acesso à Rede Básica, mas que também pode ser utilizada como referência para acesso à distri-buição, até que sejam publicados os Procedimentos de Distribuição.

4.2. Contratos celebrados pelo usuário

O documento que estabelece as condições do acesso pretendido pelo agente regulado ou pelo consumidor livre é o Parecer de Acesso, que é emitido pelo ONS caso o ponto de conexão seja na Rede Básica, pela transmissora, caso seja nas DITs, ou pela distribuidora, caso seja em instalações de sua propriedade. Quando o ponto de conexão for em barramentos com tensão inferior a 230 kV localizados em subestações integrantes da Rede Básica, que são instalações de fronteira classificadas como DITs, o Parecer de Acesso será, também, emitido pelo ONS.

O Parecer de Acesso tem 90 dias de validade15, período no qual devem ser cele-brados os contratos que firmam a intenção de conexão e uso da rede.

Como agentes setoriais regulados, as distribuidoras, os geradores, os autopro-dutores (geração) e os importadores e/ou exportadores de energia celebram os seguintes contratos para acessar a Rede Básica ou as DITs: Contrato de Conexão à Transmissão (CCT) com a transmissora proprietária

das instalações; Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (CUST) com o ONS.

Para acessar as instalações de distribuição, esses mesmos agentes celebram:

15 Procedimentos de Rede, Módulo 3

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Contrato de Conexão à Distribuição (CCD); Contrato de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) com a distribuidora

proprietária das instalações a serem acessadas.

As centrais geradoras despachadas de forma centralizada também firmam CUST com o ONS, mesmo que se conectem a instalações de distribuição. Já as centrais geradoras não-despachadas de forma centralizada, somente celebram CUST com o ONS caso se conectem diretamente à Rede Básica.

Os consumidores livres celebram os seguintes contratos para acessar a rede: Contrato de Conexão à Transmissão com a transmissora proprietária

das instalações; Contrato de Uso do Sistema de Transmissão, com o ONS, caso o acesso

se dê à Rede Básica; Contrato de Conexão à Distribuição, com a distribuidora local; Contrato de Uso do Sistema de Distribuição, caso o acesso seja às

DITs ou em instalações de distribuição, em qualquer tensão.

Por sua vez, o acesso de consumidor livre às DITs faz com que a distribuidora local adite seu CCT (ou celebre novo) com a transmissora proprietária das instalações e também adite seu CUST com o ONS.

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A Figura 2 mostra esses contratos, indicando o consumidor livre (CL), o gerador despachado de forma centralizada pelo ONS (Gc), o não-despachado de forma centralizada (Gd), a distribuidora (D) e a transmissora (RB ou DIT):

Os contratos de uso do sistema de transmissão e de distribuição especificam, em MW, os montantes de uso associados ao ponto de conexão, ou seja, a potência má-xima demandada ou injetada no ponto. Sobre esses montantes é aplicada a tarifa de uso de sistema de transmissão (TUST) ou a tarifa de uso do sistema de distribuição (TUSD), havendo penalidades para o caso de ultrapassagem dos valores contrata-dos.

Os contratos de conexão dizem respeito às condições técnicas e contratuais das instalações de conexão e do ponto de conexão. Os agentes regulados do setor são responsáveis pelas próprias instalações de conexão, inclusive aquelas necessárias para conectar suas instalações com as da outra parte, podendo implementá-las dire-tamente ou contratá-las junto à concessionária acessada. Nesse último caso, o CCT ou CCD deverão dispor sobre os encargos de conexão devidos pelo acessante para o ressarcimento dos investimentos feitos pela acessada.

Figura 2: Contratos de Transmissão e de Distribuição

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Caso o acessante seja uma concessionária ou permissionária de distribuição, os encargos cobrados pela acessada são objeto de aprovação da ANEEL para fins de re-conhecimento nos reajustes e revisões das tarifas de distribuição. Nos outros casos, os valores de encargos de conexão são livremente negociados entre as partes.

Associados aos Contratos de Conexão e aos contratos de uso são celebrados Con-tratos de Constituição de Garantia (CCG) ou exigidas Cartas de Fiança Bancária, de modo a assegurar o pagamento dos encargos devidos.

Caso haja capacidade remanescente nos sistemas, é possibilitada a contratação tem-porária do uso da transmissão ou distribuição. Essa contratação pode ser feita por períodos de até três anos, não tendo prioridade sobre aquelas de caráter permanente. As concessionárias de distribuição não podem utilizar a modalidade temporária, exce-to para cargas relativas aos consumidores livres que se ligam nos mesmos pontos de conexão nas DITs onde essas distribuidoras contratam o uso da transmissão.16

Os modelos dos contratos da transmissão podem ser encontrados na página do ONS na internet www.ons.org.br.

4.3. Estabelecimento das tarifas de uso do sistema de

transmissão e distribuição

Os acessantes dos sistemas de transmissão e distribuição estão sujeitos ao pagamen-to de encargos de uso desses sistemas, estabelecidos com base em tarifas fixadas pela ANEEL, em conformidade com diretrizes emanadas da lei e dos contratos celebra-dos. Uma parcela dessas tarifas representa o custo do transporte da energia gerada ou consumida e está associada aos investimentos feitos pelas concessionárias para construção dessas redes. Essa parcela é comumente conhecida como “tarifa-fio”.

16 Resolução nº 715/2001

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A Figura 3 mostra a quais tipos de “tarifas-fio” e encargos de conexão estão sub-metidos os acessantes, com base no ambiente em que se conectam: Rede Básica (tensão igual ou superior a 230 kV) e Âmbito da Distribuição (tensão inferior a 230 kV). São representados os geradores despachados de forma centralizada (Gc), e os de forma não-centralizada (Gd) pelo ONS, o consumidor livre (CL), a distribuidora (D) e a transmissora (RB ou DIT). A título de simplificação, o encargo decorrente da TUSTRB é mostrado como se fosse pago ao ONS:

Figura 3: Tarifas de Uso e Encargos de Conexão

4.3.1. Cálculo da TUST

A TUSTfio é calculada a partir de simulação com o Programa Nodal, sistema computacional que implementa a Metodologia Nodal. Essa metodologia procura atribuir tarifas que dependem da localização da carga ou geração e também das condições de carregamento da rede elétrica até aquele ponto, ou seja, o número de circuitos a serem percorridos para escoar uma geração ou suprir uma carga e o nível de carregamento desses circuitos que têm relação direta com a intensidade da tarifa de uso do sistema de transmissão. É por esse motivo que, por exemplo, unidades consumidoras instaladas em zonas de ge-

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ração intensiva têm, normalmente, tarifas inferiores à média, porque aliviam o carregamento dos circuitos da região.

O período tarifário da transmissão vai de 1º de julho de cada ano até 30 de junho do ano subseqüente. A data de 1º de julho é coincidente com o reajuste anual dos contratos de concessão da transmissão, quando são reajustadas as receitas anu-ais permitidas, que as transmissoras recebem para prestar o serviço de trans-missão. O Programa Nodal tem como entrada de dados a configuração da rede elétrica, carga e geração projetadas para o mês de junho do ano subseqüente ao da simulação das tarifas, bem como a receita anual permitida a ser arrecadada no período, correspondente à soma de todas as receitas anuais permitidas das concessionárias de transmissão.

A partir de 1 de julho de 2004, em decorrência da publicação da Resolução Nor-mativa nº 067/2004, que deu nova classificação às instalações de transmissão, a TUSTfio passou a ter duas parcelas: a TUSTRB, correspondente às instalações integrantes da Rede Básica com tensão igual ou superior a 230 kV, e a TUSTFR, relativa às instalações integrantes da Rede Básica localizadas na fronteira entre a Rede Básica (tensão igual ou superior a 230 kV) e a rede de distribuição (tensão inferior a 230 kV), correspondente aos transformadores rebaixadores e suas conexões. A TUSTFR também engloba as DITs de uso compartilhado entre os agentes setoriais regulados. A TUSTRB é calculada com base na Metodologia Nodal. A TUSTFR, no entanto, é obtida a partir do rateio da receita associada às instalações de fronteira e das DITs compartilhadas pelos montantes de uso contratados pelos agentes setoriais regulados que delas se utilizam.

Na página eletrônica da ANEEL na internet, sob o link “tarifas de transmissão”, pode ser encontrado e baixado o Programa Nodal, a metodologia associada e os arquivos atualizados para simulação do período tarifário. Também encontra-se disponível um texto explicativo com as tarifas vigentes e os demais dados necessários à simulação, bem como as Notas Técnicas que detalham os processos de reajuste das receitas anuais permitidas e de cálculo da TUST.

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4.3.2. Cálculo da TUSD

A TUSDfio17 tem como insumo principal a receita requerida pela distribuidora para a exploração do “serviço fio”, que é constituída da soma das parcelas correspondentes indicadas na Tabela 2. Os investimentos prudentes (Base de Remuneração Regula-tória) são definidos nas revisões ordinárias, e sobre eles é aplicada a remuneração do capital próprio e de terceiros, e calculada a parcela de depreciação (cota de reintegração). Os custos eficientes de operação e manutenção (O&M) são definidos a partir da aplicação do modelo da empresa de referência e à provisão para devedo-res duvidosos. Esses itens correspondem aos custos gerenciáveis da distribuidora, também conhecidos como itens da “Parcela B”. As demais “parcelas-fio” da Tabela 2 compõem os custos não-gerenciáveis – “Parcela A”, devendo ser somadas aos itens da “Parcela B” para se obter a receita requerida a ser recuperada pela aplicação da TUSDfio.

Essa receita é dado de entrada no Programa TARDIST, que calcula o custo marginal de fornecimento de potência, o qual tem como principais insumos os custos margi-nais de expansão (valores padronizados tendo como base o custo incremental de mé-dio e longo prazo), os diagramas unifilares simplificados da rede da distribuidora e as tipologias de carga de unidades consumidoras e de instalações de transformação.

O custo marginal de fornecimento de potência, também denominado tarifa de re-ferência, reflete a contribuição do “cliente-tipo” (perfil agregado das tipologias de carga) na formação da demanda máxima da rede, e é definido para os postos tarifários “ponta” e “fora de ponta”.

A tarifa de referência aplicada ao mercado de referência de demanda nem sempre recupera a receita requerida para exploração do “serviço fio”, de modo que são ne-cessários alguns ajustes posteriores nessa tarifa para que se obtenha a TUSDfio.

17 Resolução nº 152/2003

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27

A TUSDfio tem valores únicos para cada subgrupo de tensão da distribuidora, ou seja, não incorpora a metodologia locacional utilizada no cálculo da TUSTfio. No caso de geradores conectados às instalações de distribuição, é considerada a menor dessas tarifas.

4.4. Medição do uso dos sistemas de transmissão e

de distribuição

Antes de expor sobre a medição do uso do sistema de transmissão e distribuição, é necessário um relato sobre o aparelhamento necessário para realizar tal medição. Todas as transações entre os agentes de produção e os de consumo, e os próprios consumidores livres são contabilizadas em termos de energia gerada ou consumida. O agente responsável por tal controle é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) que, em conjunto com o ONS, definiu as especificações técnicas dos sistemas de medição para faturamento e automatizou o processo de medição da energia elétrica gerada ou consumida pelos agentes setoriais e pelos consumidores livres, enviando as leituras, em tempo real, até uma central de aquisição de dados.

Portanto, não é necessário instalar um sistema de medição específico para se fazer a aquisição dos montantes de uso da transmissão, pois o ONS acessa a central de aquisição da CCEE para obter as informações necessárias para seu processo de apuração e contabilização dos encargos de uso da transmissão.

A instalação do sistema de medição para faturamento cabe a cada agente re-gulado do setor, que também é responsável pela leitura e envio à central de aquisição da CCEE. Esses sistemas de medição são instalados na fronteira entre a Rede Básica e as instalações sob responsabilidade do acessante ou, no caso de acesso a DITs compartilhadas por mais de uma concessionária de distribuição, nos pontos de conexão entre essas DITs e as instalações de propriedade ou de uso exclusivo da distribuidora.

Diferentemente dos consumidores cativos, que pagam os custos de seus me-

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28

didores na conta de energia, os consumidores livres arcam com os custos de seus próprios sistemas de medição para faturamento. Eles podem adquirir seus equipamentos e solicitar a instalação à concessionária, observando suas normas e padrões técnicos, ou contratá-los da concessionária, que se ressarcirá dos custos incorridos por meio da cobrança de encargos de conexão. Isso é devido porque os medidores e os necessários transformadores de instrumentos espe-cificados pela CCEE/ONS requerem uma classe de precisão especial, e também que as leituras sejam enviadas em tempo real para a central de aquisição, o que os torna mais caros que os equipamentos comuns, que fazem a leitura do consumidor cativo.

A leitura da energia consumida pelos consumidores livres, entretanto, não é feita diretamente por eles, mas sim pela concessionária ou permissionária res-ponsável pelo sistema de medição para faturamento a eles associados. Caso o consumidor esteja conectado à Rede Básica, a responsável é a concessionária de transmissão com a qual se conecta. Caso esteja conectado a instalações com tensão inferior a 230 kV, a responsável pela leitura de faturamento é a conces-sionária ou permissionária de distribuição local.

4.5. Apuração e contabilização dos encargos de uso e conexão

As concessionárias de transmissão disponibilizam ao ONS as instalações integrantes da Rede Básica via Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão (CPST). Nes-se contrato, constam as condições da prestação do serviço, que se dá de acordo com os padrões de desempenho estabelecidos dos Procedimentos de Rede18, e também a delegação da concessionária ao ONS para que esse a represente na celebração dos contratos de uso do sistema de transmissão, a ser feita com os usuários da Rede Básica.

Essa delegação gera um sistema matricial de contratação que, na prática, faz com que cada usuário da Rede Básica tenha um contrato com cada concessionária de transmissão e vice-versa.

18 Procedimentos de Rede, Módulo 2

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29

A apuração e contabilização dos encargos de uso do sistema de transmissão é feita mensalmente pelo ONS, que emite Avisos de Débito (AVD) aos usuários e Avisos de Crédito (AVC) às transmissoras, informando os valores a serem faturados. Com base nesses Avisos, as concessionárias de transmissão enviam as faturas aos usuários, que devem liquidá-las em três pagamentos mensais, realizados nos dias 15 e 25 do mês subseqüente, e 5 do segundo mês após a apuração.

A Figura 4 esquematiza a forma de apuração e liquidação dos encargos de uso do sistema de transmissão.

Figura 4: Apuração e Contabilização do Uso da Transmissão

A apuração dos encargos de conexão é feita diretamente entre as transmissoras e distribuidoras e os respectivos usuários, em relação bilateral.

Da mesma forma, os encargos de uso do sistema de distribuição são apurados e contabilizados diretamente pela concessionária de distribuição local, em relação bilateral com seus usuários.

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30

4.6. Apuração e contabilização dos encargos setoriais

de responsabilidade do segmento consumo

Além dos encargos de uso do sistema de transmissão, que dizem respeito ao custo de transporte da Rede Básica, o ONS também apura os encargos setoriais do segmento consumo, que são cobrados dos consumidores livres e das unidades de consumo dos autoprodutores conectadas à Rede Básica, conforme disposto em lei, mediante a aplicação de uma tarifa específica sobre a energia consumida, essa última informada pela CCEE. Diferentemente dos encargos relativos ao transporte, que são pagos a todas as transmissoras, os encargos setoriais são pagos apenas às concessionárias em que se conectam as unidades consumidoras, ficando essas responsáveis pelo seu repasse. Atualmente, dos consumidores livres e autoprodutores conectados na Rede Básica são cobrados os encargos setoriais Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) e Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), cujos recursos são administrados e movimentados pela Eletrobrás.19

Vale ressaltar que a CCC dos sistemas isolados e a CDE são cobradas apenas sobre a energia consumida oriunda de comercialização, ou seja, a energia de autoprodução ou o consumo próprio de produtores independentes estão sujeitos apenas ao pagamento da CCC do sistema interligado onde suas cargas se conectam.

19 Resolução Normativa nº 074/2004

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A Figura 5 esquematiza a forma de apuração e liquidação dos encargos setoriais de responsabilidade dos consumidores livres e autoprodutores com unidade de consumo conectada à Rede Básica.

Figura 5: Apuração e Contabilização dos Encargos Setoriais de Responsabilidade do Segmanto Consumo

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5.1. Histórico da regulação

No que se refere ao livre acesso e à metodologia de tarifação da transmis-são, a regulação vigente permanece praticamente inalterada desde a sua edi-ção, em 1999. A Resolução nº 281/1999 estabeleceu as condições gerais de contratação do acesso, compreendendo o uso e a conexão aos sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica, juntamente com a Metodologia Nodal, sendo que a Resolução nº 282/1999 fixou os parâmetros a serem utilizados pelo Programa Nodal, que implementa tal metodologia.

A seguir são listados os principais aperfeiçoamentos e melhorias introduzi-dos com respeito à Resolução nº 281/1999 e à Metodologia Nodal:

A Resolução nº 208/2001 dispôs sobre a celebração dos contratos de uso e conexão previamente à execução de obras de reforços ou am-pliações na rede, e desobrigou os geradores não-conectados à Rede Básica e não despachados centralizadamente pelo ONS da celebração do CUST;

A Resolução nº 655/2002 disciplinou a celebração pelas concessioná-rias de distribuição do CUST com o ONS, determinando a contratação de montantes de uso em pontos de conexão localizados nas DITs;

A Resolução Normativa nº 067/2004 dispôs sobre a responsabili-dade do consumidor livre com os custos do sistema de medição para faturamento de energia elétrica, bem como da sistemática de aquisição dos montantes de uso do sistema de transmissão pelo ONS;

A Resolução Normativa nº 077/2004 revogou o art. 22, que dispu-nha sobre os descontos nas tarifas de uso dos sistemas de trans-missão e distribuição, passando a disciplinar o assunto;

Após a realização da Audiência Pública nº 019/2004, feita em razão do comando disposto na Lei nº 10.848/2004, que modificou o art. 3º

5. HISTÓRICO E RESULTADOS

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33

da Lei nº 9.427/1996, incluindo o inciso XVIII, que trata de sinalização locacional nas tarifas de uso do sistema de transmissão, foi emitida a Resolução Normativa nº 117/2004, que alterou parâmetros para simu-lação com o Programa Nodal, deu estabilidade temporal para as tarifas aplicáveis aos geradores e revogou a Res. 282/1999.

Relativamente à classificação das instalações de transmissão, foram promo-vidos os principais aperfeiçoamentos na regulação:

A Resolução nº 245, de 31 de julho de 1998, estabelecia que faziam parte da Rede Básica todas as linhas de transmissão com tensão igual ou superior a 230 kV e também as subestações que tivessem, pelo menos, esse nível de tensão. A classificação valia para toda a subesta-ção, e o acesso a qualquer de seus barramentos era considerado aces-so à Rede Básica. Exceção era feita, como hoje, às instalações de uso exclusivo de geradores, consumidores e importadores ou exportadores de energia que, no caso, eram consideradas como DITs ou instalações de conexão, disponibilizadas diretamente aos respectivos usuários me-diante o pagamento dos encargos de conexão correspondentes;

Em 10 de novembro de 2000, após a realização de Audiência Pública, foi emitida a Resolução nº 433/2000, que revogou a Resolução nº 245/1998 e redefiniu as fronteiras da Rede Básica, que passaram a contemplar apenas os barramentos com tensão igual ou superior a 230 kV das subestações classificadas como integrantes da Rede Básica;

A Resolução nº 489, de 29 de agosto de 2002, estabeleceu que as distribuidoras poderiam contratar as transmissoras para implementar as instalações não integrantes da Rede Básica;

Após a realização da Audiência Pública nº 034 em 2003, as Resoluções Normativas nº 067 e nº 068 de 2004 foram publicadas e revogaram, respectivamente, as Resoluções nº 433/2000 e nº 489/2002. Segundo tais regulamentos, as instalações integrantes da Rede Básica são as linhas e equipamentos de subestação com tensão igual ou superior a 230 kV, incluindo os transformadores rebaixadores e suas conexões,

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34

sendo que os barramentos com tensão inferior a 230 kV classificam-se como DITs.

5.2. Evolução das tarifas de uso do sistema de transmissão

As tarifas de uso do sistema de transmissão são fixadas anualmente em 1º de julho, data em que ocorre o reajuste contratual das “receitas anuais per-mitidas” de todas as concessionárias de transmissão.

Essas receitas são pagas às transmissoras pela disponibilização de suas instalações integrantes da Rede Básica para o sistema, sob coordenação do ONS.

A expansão da Rede Básica ocorre por determinação do planejamento se-torial, sob coordenação do Ministério de Minas e Energia (MME), e com a participação do ONS. É elaborado um plano de expansão, de caráter determi-nativo, cabendo à ANEEL, por delegação do poder concedente, promover as licitações das concessões de transmissão - novas linhas e subestações, após aprovação pelo Conselho Nacional de Desestatização (CND), publicada em decreto presidencial. Os reforços nas instalações existentes são autorizados pela ANEEL, também por delegação do poder concedente.

A Figura 6 mostra a evolução da demanda máxima e da geração instalada no sistema, comparando-as com a evolução da receita total da transmissão, arrecadada via encargos estabelecidos com base na TUST.

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35

Figura 6: Evolução Anual da RAP, Carga e Geração

A Tabela 3 mostra a participação dos custos das redes de transmissão, via receita permitida, na tarifa média de fornecimento:

Tabela 3: Participação da Transmissão na Tarifa Média de Fornecimento

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36

6.1. Da exploração dos serviços e instalações de energia elétrica

Constituição Federal “Art. 21. Compete à União: ........... XII - explorar, diretamente ou mediante autorização, concessão ou permissão: ...........

b) os serviços e instalações de energia elétrica e o aproveita-mento energético dos cursos de água, em articulação com os Estados onde se situam os potenciais hidroenergéticos;”

6.2. Da prestação de serviços públicos

Constituição Federal “Art. 175. Incumbe ao Poder Público, na forma da lei, diretamente

ou sob regime de concessão ou permissão, sempre através de lici-tação, a prestação de serviços públicos.

Parágrafo único. A lei disporá sobre: I - o regime das empresas concessionárias e permissionárias de

serviços públicos, o caráter especial de seu contrato e de sua pror-rogação, bem como as condições de caducidade, fiscalização e rescisão da concessão ou permissão;

II - os direitos dos usuários; III - política tarifária; IV - a obrigação de manter serviço adequado.”

6.3. Da responsabilidade objetiva na prestação de serviços públicos

Constituição Federal “Art. 37. ...........

6. ASPECTOS LEGAIS E REGULAMENTARES

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37

§ 6º As pessoas jurídicas de direito público e as de direito privado prestadoras de serviços públicos responderão pelos danos que seus agentes, nessa qualidade, causarem a terceiros, assegurado o direito de regresso contra o responsável nos casos de dolo ou culpa.”

6.4. Do serviço adequado

Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995 “Art. 6º Toda concessão ou permissão pressupõe a prestação de ser-viço adequado ao pleno atendimento dos usuários, conforme estabe-lecido nesta Lei, nas normas pertinentes e no respectivo contrato.

§ 1º Serviço adequado é o que satisfaz as condições de regulari-dade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação e modicidade das tarifas.

§ 2º A atualidade compreende a modernidade das técnicas, do equi-pamento e das instalações e a sua conservação, bem como a me-lhoria e a expansão do serviço.”

6.5. Dos encargos do poder concedente e da concessionária

Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995 “Art. 29. Incumbe ao poder concedente: ........... VIII - declarar de utilidade pública os bens necessários à execução do

serviço ou obra pública, promovendo as desapropriações, diretamen-te ou mediante outorga de poderes à concessionária, caso em que será desta a responsabilidade pelas indenizações cabíveis;

........... IX - declarar de necessidade ou utilidade pública, para fins de ins-

tituição de servidão administrativa, os bens necessários à execução de serviço ou obra pública, promovendo-a diretamente ou mediante

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38

outorga de poderes à concessionária, caso em que será desta a res-ponsabilidade pelas indenizações cabíveis;”

........... “Art. 31. Incumbe à concessionária: ........... VI - promover as desapropriações e constituir servidões autorizadas

pelo poder concedente, conforme previsto no edital e no contrato;”

6.6. Das instalações de transmissão de interesse restrito

Lei nº 9.074, de 07 de julho de 1995 “Art. 14. As linhas de transmissão de interesse restrito aos apro-

veitamentos de produção independente poderão ser concedidas ou autorizadas, simultânea ou complementarmente, aos respectivos contratos de uso do bem público.”

6.7. Do exercício da opção pelo consumidor

Lei nº 9.074, de 07 de julho de 1995 “Art. 15 ...........

§ 5º O exercício da opção pelo consumidor não poderá resultar em aumento tarifário para os consumidores remanescentes da conces-sionária de serviços públicos de energia elétrica que haja perdido mercado. (Redação dada pela Lei nº 9.648, de 27.5.98)”

6.8. Dos condicionantes à estipulação de benefícios tarifários

Lei nº 9.074, de 07 de julho de 1995 “Art. 35. A estipulação de novos benefícios tarifários pelo poder conce-

dente, fica condicionada à previsão, em lei, da origem dos recursos ou da simultânea revisão da estrutura tarifária do concessionário ou permissioná-rio, de forma a preservar o equilíbrio econômico-financeiro do contrato.

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39

Parágrafo único. A concessão de qualquer benefício tarifário so-mente poderá ser atribuída a uma classe ou coletividade de usuários dos serviços, vedado, sob qualquer pretexto, o benefício singular.”

6.9. Da classificação das instalações de transmissão

Lei nº 9.074, de 07 de julho de 1995 “Art. 17. O poder concedente deverá definir, dentre as instalações

de transmissão, as que se destinam à formação da rede básica dos sistemas interligados, as de âmbito próprio do concessionário de distribuição e as de interesse exclusivo das centrais de geração.

§ 1º As instalações de transmissão componentes da rede básica do Sistema Interligado Nacional - SIN serão objeto de concessão mediante licitação e funcionarão na modalidade de instalações inte-gradas aos sistemas com regras operativas aprovadas pela ANEEL, de forma a assegurar a otimização dos recursos eletroenergéticos existentes ou futuros. (Redação dada pela Lei nº 10.848, de 2004)

§ 2º As instalações de transmissão de âmbito próprio do concessio-nário de distribuição poderão ser consideradas pelo poder concedente parte integrante da concessão de distribuição.

§ 3º As instalações de transmissão de interesse restrito das centrais de gera-ção poderão ser consideradas integrantes das respectivas concessões, per-missões ou autorizações. “(Redação dada pela Lei nº 9.648, de 27.5.98)”

Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998 “Art. 6º. Ressalvados os casos indicados na legislação específica,

a atividade de transmissão de energia elétrica será exercida me-diante concessão, precedida de licitação, observado o disposto no art. 3º deste regulamento.

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40

§ 1º Os reforços das instalações existentes serão de responsabili-dade da concessionária, mediante autorização da ANEEL;

§ 2º As instalações e equipamentos considerados integrantes da Rede Básica de Transmissão, de conformidade com os procedimen-tos e critérios estabelecidos pela ANEEL, serão disponibilizadas, mediante Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão, ao Operador Nacional do Sistema Elétrico, e a este estarão subordina-das suas ações de coordenação e operação;

§ 3º As demais instalações de transmissão, não integrantes da Rede Básica, serão disponibilizadas diretamente aos acessantes interes-sados, contra o pagamento dos encargos correspondentes.”

Resolução Normativa nº 067, de 8 de junho de 2004 Resolução Normativa nº 068, de 8 de junho de 2004

6.10. Do livre acesso aos sistemas de transmissão e distribuição

Lei nº 9.074, de 07 de julho de 1995 “Art. 15. ...........

§ 6º É assegurado aos fornecedores e respectivos consumidores livre acesso aos sistemas de distribuição e transmissão de con-cessionário e permissionário de serviço público, mediante ressar-cimento do custo de transporte envolvido, calculado com base em critérios fixados pelo poder concedente.”

Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998 “Art. 7º. A ANEEL estabelecerá as condições gerais do acesso aos

sistemas de transmissão e de distribuição, compreendendo o uso e a conexão, e regulará as tarifas correspondentes, com vistas a:

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41

I - assegurar tratamento não discriminatório a todos os usuários dos sistemas de transmissão e de distribuição, ressalvado o dis-posto no § 1º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 1996, com a reda-ção dada pelo art. 4º da Lei nº 9.648, de 1998;

II - assegurar a cobertura de custos compatíveis com custos-padrão;III - estimular novos investimentos na expansão dos sistemas;IV - induzir a utilização racional dos sistemas;V - minimizar os custos de ampliação ou utilização dos sistemas

elétricos.”

Resolução nº 281, de 1º de outubro de 1999 Resolução Normativa nº 067, de 8 de junho de 2004

6.11. Das opções de compra de energia elétrica por parte dos

consumidores

Lei nº 9.074, de 07 de julho de 1995 “Art. 15. Respeitados os contratos de fornecimento vigentes, a

prorrogação das atuais e as novas concessões serão feitas sem exclusividade de fornecimento de energia elétrica a consumidores com carga igual ou maior que 10.000 kW, atendidos em tensão igual ou superior a 69 kV, que podem optar por contratar seu fornecimento, no todo ou em parte, com produtor independente de energia elétrica.

§ 1º Decorridos três anos da publicação desta Lei, os consumidores referidos neste artigo poderão estender sua opção de compra a qual-quer concessionário, permissionário ou autorizado de energia elétrica do sistema interligado. (Redação dada pela Lei nº 9.648, de 27.5.98)

§ 2º Decorridos cinco anos da publicação desta Lei, os consumido-res com carga igual ou superior a 3.000 kW, atendidos em tensão igual ou superior a 69 kV, poderão optar pela compra de energia

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42

elétrica a qualquer concessionário, permissionário ou autorizado de energia elétrica do mesmo sistema interligado.

§ 3º Após oito anos da publicação desta Lei, o poder concedente poderá diminuir os limites de carga e tensão estabelecidos neste e no art. 16.

§ 4º Os consumidores que não tiverem cláusulas de tempo deter-minado em seus contratos de fornecimento só poderão exercer a opção de que trata este artigo de acordo com prazos, formas e con-dições fixados em regulamentação específica, sendo que nenhum prazo poderá exceder a 36 (trinta e seis) meses, contado a partir da data de manifestação formal à concessionária, à permissionária ou à autorizada de distribuição que os atenda. (Redação dada pela Lei nº 10.848, de 2004)

§ 5º O exercício da opção pelo consumidor não poderá resultar em aumento tarifário para os consumidores remanescentes da conces-sionária de serviços públicos de energia elétrica que haja perdido mercado. (Redação dada pela Lei nº 9.648, de 27.5.98)

§ 6º É assegurado aos fornecedores e respectivos consumidores livre acesso aos sistemas de distribuição e transmissão de con-cessionário e permissionário de serviço público, mediante ressar-cimento do custo de transporte envolvido, calculado com base em critérios fixados pelo poder concedente.

§ 7º O consumidor que exercer a opção prevista neste artigo e no art. 16 desta Lei deverá garantir o atendimento à totalidade de sua carga, mediante contratação, com um ou mais fornecedores, sujeito a penalidade pelo descumprimento dessa obrigação, observado o disposto no art. 3º, inciso X, da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996. (Redação dada pela Lei nº 10.848, de 2004)

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§ 8º Os consumidores que exercerem a opção prevista neste artigo e no art. 16 desta Lei poderão retornar à condição de consumi-dor atendido mediante tarifa regulada, garantida a continuidade da prestação dos serviços, nos termos da lei e da regulamentação, desde que informem à concessionária, à permissionária ou à auto-rizada de distribuição local, com antecedência mínima de 5 (cinco) anos. (Incluído pela Lei nº 10.848, de 2004)

§ 9º Os prazos definidos nos §§ 4º e 8º deste artigo poderão ser reduzidos, a critério da concessionária, da permissionária ou da au-torizada de distribuição local. (Incluído pela Lei nº 10.848, de 2004)

§ 10. Até 31 de dezembro de 2009, respeitados os contratos vigen-tes, será facultada aos consumidores que pretendam utilizar, em suas unidades industriais, energia elétrica produzida por geração própria, em regime de autoprodução ou produção independente, a redução da demanda e da energia contratadas ou a substituição dos contratos de fornecimento por contratos de uso dos sistemas elétricos, mediante notificação à concessionária de distribuição ou geração, com antecedência mínima de 180 (cento e oitenta) dias. (Incluído pela Lei nº 10.848, de 2004)”

“Art. 16. É de livre escolha dos novos consumidores, cuja carga seja igual ou maior que 3.000 kW, atendidos em qualquer tensão, o fornecedor com quem contratará sua compra de energia elétrica.”

Resolução nº 264, de 13 de agosto de 1998

6.12. Das tarifas de transmissão e distribuição

Lei nº 9.074, de 07 de julho de 1995 “Art. 3º. Além das atribuições previstas nos incisos II, III, V, VI, VII,

X, XI e XII do art. 29 e no art. 30 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro

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de 1995, de outras incumbências expressamente previstas em lei e observado o disposto no § 1º, compete à ANEEL: (Redação dada pela Lei nº 10.848, de 2004)

........... XVIII - definir as tarifas de uso dos sistemas de transmissão e dis

tribuição, sendo que as de transmissão devem ser baseadas nas seguintes diretrizes: (Incluído pela Lei nº 10.848, de 2004)

a) assegurar arrecadação de recursos suficientes para cobertura dos custos dos sistemas de transmissão; e b) utilizar sinal locacional visando a assegurar maiores encargos para os agentes que mais onerem o sistema de transmissão;”

Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004 “Art. 66. O Ministério de Minas e Energia estabelecerá metodo-

logia para utilização de sinal locacional no cálculo das tarifas de uso dos sistemas de transmissão, visando a sua estabilidade, e no cálculo dos fatores de perdas aplicáveis à geração e ao consumo de energia elétrica”.

Resolução nº 281, de 1º de outubro de 1999 Resolução nº 152, de 03 de abril de 2003 Resolução Normativa nº 118, de 06 de dezembro de 2004

6.13. Dos descontos nas tarifas de uso do sistema de transmissão

e de distribuição

Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996 “Art. 26. Cabe ao Poder Concedente, diretamente ou mediante

delegação à ANEEL, autorizar: (Redação dada pela Lei nº 10.848, de 15.03.2004)

I - o aproveitamento de potencial hidráulico de potência superior

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a 1.000 kW e igual ou inferior a 30.000 kW, destinado a produ-ção independente ou autoprodução, mantidas as características de pequena central hidrelétrica; (Redação dada pela Lei nº 9.648, de 27.05.98)

........... § 1º Para o aproveitamento referido no inciso I do caput, os empre-endimentos hidroelétricos com potência igual ou inferior a 1.000 kW e aqueles com base em fontes solar, eólica, biomassa e co-ge-ração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, cuja potên-cia instalada seja menor ou igual a 30.000 kW, a ANEEL estipulará percentual de redução não inferior a cinqüenta por cento a ser aplicado às tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição, incidindo na produção e no consumo da energia comercializada pelos aproveitamentos. (Redação dada pela Lei nº 10.762, de 11.11.2003)”

Resolução Normativa nº 077, de 18 de agosto de 2004

6.14. Dos encargos setoriais de responsabilidade do segmento consumo

Lei nº 10.604, de 17 de dezembro de 2002 “Art. 3º. Os consumidores de energia elétrica das concessionárias

ou permissionárias de serviço público que não exercerem a opção prevista nos arts. 15 e 16 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995, deverão substituir os atuais contratos de fornecimento de energia por contratos equivalentes de conexão e uso dos sistemas de trans-missão e distribuição e de compra de energia elétrica.”

Decreto nº 4.562, de 31 de dezembro de 2002 “Art. 1º. Os consumidores do Grupo “A”, das concessionárias ou

permissionárias de serviço público de geração ou de distribuição de energia elétrica deverão celebrar contratos distintos para a co-

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46

nexão, uso dos sistemas de transmissão ou distribuição e compra de energia elétrica, nos termos e condições firmados no art. 9º, do Decreto nº 62.724, de 17 de maio de 1968, com as alterações do Decreto nº 4.413, de 7 de outubro de 2002.

§ 1º Na definição do valor das tarifas para os contratos de conexão e de uso dos sistemas de transmissão ou distribuição a que se refere este artigo, serão consideradas as parcelas apropriadas dos custos de transporte e das perdas de energia elétrica, bem como os encargos de conexão e os encargos setoriais de responsabilidade do segmento de consumo.”

Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, com redação dada pela Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004

“Art. 13. ...........

§ 1º Os recursos da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE serão provenientes dos pagamentos anuais realizados a título de uso de bem público, das multas aplicadas pela ANEEL a concessionários, permis-sionários e autorizados e, a partir de 2003, das quotas anuais pagas por todos os agentes que comercializem energia com consumidor final, mediante encargo tarifário, a ser incluído a partir da data de publicação desta Lei nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão ou de distri-buição. (Redação dada pela Lei nº 10.848, de 2004)”

Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004 “Art. 74. Os autoprodutores e produtores independentes não estão

sujeitos ao pagamento das quotas da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, tanto na produção quanto no consumo, exclu-sivamente com relação à parcela de energia elétrica destinada a consumo próprio.”

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Os métodos de fixação das tarifas de uso do sistema de transmissão e distribuição são bem diferentes entre si. O da transmissão se dá pelo uso da Metodologia Nodal, fixando tarifas por ponto de conexão, enquanto o da distribuição baseia-se nos custos margi-nais de expansão da distribuição, definindo-se tarifas iguais para cada nível de tensão.

Essa diferença metodológica leva, muitas vezes, a valores diferentes entre as tarifas de uso nos pontos de conexão na fronteira entre a Rede Básica e a rede de âmbito da distribuição. Esse assunto deve ser objeto de melhoria na busca de metodologias que possam resultar em valores mais próximos.

Nesse sentido, vale mencionar a proposta de aperfeiçoamento no cálculo da TUSD que a ANEEL colocou em consulta pública, com o principal objetivo de tornar iguais as parcelas de encargos setoriais de responsabilidade do segmento de consumo, cobradas nas tarifas de uso da transmissão e da distribuição.

Conforme mostrado na Tabela 2, essas parcelas, também conhecidas como tarifa-encargo, atualmente são diferentes. A proposta apresenta, também, outros aperfeiço-amentos no cálculo da TUSD, conforme pode ser visualizado na Figura 7.

Figura 7: Proposta de Aperfeiçoamento no Cálculo da TUSD

7. APERFEIÇOAMENTOS FUTUROS

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Outro aprimoramento que se faz necessário, embora não diga respeito diretamen-te à questão do livre acesso, é em relação aos valores contratados entre agentes e entre esses e o consumidor livre, nos contratos de conexão à transmissão e à distribuição (CCT) e nos contratos de compartilhamento de instalações (CCI), firmados entre duas concessionárias de transmissão. Esses contratos precisam ser regulados de forma a dar mais transparência aos preços cobrados e aos direitos e obrigações das partes.

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a) Sou um consumidor livre e desejo acessar a Rede Básica por meio de uma linha de transmissão construída para meu uso exclusivo. Como devo proceder?

Em decorrência do disposto nos arts. 21, XII, b, 37, § 6º, e 175 da Constituição Fe-deral, a exploração de serviços e instalações de energia elétrica é de competência da União, que pode fazê-lo diretamente ou por meio de autorização, permissão ou concessão de serviços públicos. Essas disposições constitucionais encontram-se regulamentadas nas Leis nº 8.987 e 9.074, ambas de 1995. Esse aspecto restringe a possibilidade de um consumidor ser proprietário de linha de transmissão em áre-as públicas ou fora de sua propriedade, pelo fato desse consumidor não ser agente regulado do setor elétrico. Corrobora com esse princípio, o disposto no art. 15 da Lei nº 10.848/2004, que determina a incorporação, pelas distribuidoras, das redes particulares que não dispuserem de autorização do poder concedente.

Nesse sentido, se as instalações para seu uso particular estiverem totalmente con-tidas em áreas de sua propriedade, o acesso é permitido e o consumidor livre deve solicitá-lo ao ONS ou à transmissora detentora das instalações a serem acessadas. As instalações de conexão – aquelas que se situam na subestação ou linha da concessionária – devem atender aos requisitos mínimos estabelecidos nos Pro-cedimentos de Rede e serem contratadas junto à transmissora, via Contrato de Conexão à Transmissão – CCT, no qual será estabelecido o encargo de conexão correspondente. A Figura 8 a seguir, ilustra a situação descrita.

Figura 8: Instalações de Consumidores em Área Própria

8. DÚVIDAS MAIS FREQÜENTES

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Se as instalações de transmissão de uso exclusivo do consumidor livre não estiverem totalmente restritas à sua propriedade, o acesso deverá ser so-licitado, sempre, à concessionária de distribuição local, que é a prestadora de serviços públicos responsável pelo atendimento aos consumidores. Além disso, a distribuidora irá verificar a viabilidade técnica e ambiental da cone-xão, em articulação com o planejamento setorial. No caso específico, como se trata de instalações de conexão com nível de tensão igual ou superior a 230 kV, o consumidor deverá arcar com 100% dos investimentos associa-dos, além de celebrar um Contrato de Conexão à Distribuição (CCD) com a distribuidora, onde serão estabelecidos os custos com a operação e manu-tenção das instalações de uso exclusivo, bem como dos eventuais encargos de conexão devidos pela distribuidora à transmissora acessada, referentes às instalações de conexão com a Rede Básica.

A distribuidora, por sua vez, celebrará um CCT com a transmissora acessada, onde serão estabelecidos os encargos correspondentes, já citados no parágrafo anterior, e também um CUST com o ONS (ou aditivo ao CUST existente), especi-ficando os montantes de uso (MUST) associados à demanda do consumidor.

Além do CCD, o consumidor irá celebrar um Contrato de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) com a distribuidora local. Como não existe tarifa de uso da distribuição para níveis de tensão superiores a 138 kV, a TUSD a que estará sub-metido o consumidor será equivalente à TUST no ponto acessado, eventualmente acrescida de encargos e tributos, nos termos da legislação específica. Essa TUSD também incluirá os encargos setoriais de responsabilidade do segmento consu-mo, associados à área de concessão local. A figura 9 ilustra a situação acima descrita.

Por não ter concessão de área, é vedado à transmissora implementar as ins-talações para o consumidor, pois isso violaria o monopólio da distribuidora no atendimento ao mercado de consumo. Reforçam essa tese outros dois princípios: (i) as instalações de transmissão passíveis de autorização pelo poder concedente classificam-se como aquelas integrantes da Rede Básica

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- que são licitadas - e nos reforços de instalações existentes – que são au-torizadas – o que não é o caso das instalações de conexão para atendimento do consumidor; e (ii) os encargos setoriais de responsabilidade do segmento consumo, que estão integrados à tarifa de uso paga pelo consumidor, são diferentes na Rede Básica e na distribuição, pois esses últimos incorporam aspectos específicos da distribuidora, como, por exemplo, as perdas co-merciais. Dar tratamento distinto para um determinado consumidor seria equivalente a excluí-lo da área de concessão da distribuidora, portanto, não isonômico em relação aos demais consumidores.

b) Sou um consumidor livre. Posso ser dono de meu sistema de medição de faturamento?

Somente os agentes regulados do setor elétrico – autorizados, permissionários e concessionários – podem fazer suas próprias leituras de faturamento e enviá-las à central de aquisição da Câmara Comercializadora de Energia Elétrica (CCEE). Como o consumidor é um particular, é necessário que uma concessionária faça sua leitura e se responsabilize pela integridade das informações a serem remetidas à CCEE. Neste sentido, a instalação, aferição e lacre do sistema de medição têm de ser feitas exclusivamente pela concessionária.

No entanto, o consumidor poderá, em comum acordo com a concessionária, adquirir seu próprio sistema de medição de faturamento e solicitar que ela o

Figura 9: Acesso de Consumidor em Área Pública

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instale, devendo a concessionária ficar responsável pela leitura do consumo e guarda do equipamento. Os custos desses serviços serão negociados entre as partes e contratados no CCT.

c) Sou um consumidor cativo ligado à Rede Básica e quero me tornar livre, mas as instalações de transmissão que me atendem não estão em conformi-dade com os requisitos mínimos estabelecidos nos Procedimentos de Rede. Como devo proceder?

Existem hoje instalações de transmissão que atendem concessionárias de distribuição e que não estão em conformidade com os requisitos mínimos estabelecidos nos Procedimentos de Rede (Módulo 2). Exemplos disso são os acessos em derivação simples a partir de linhas da Rede Básica, cuja configuração mínima requerida é uma subestação seccionadora com arranjo em barra dupla a quatro chaves (230 kV).

Se as citadas instalações são suficientemente boas para que a concessionária de distribuição preste serviço adequado a um consumidor enquanto ele é cativo, o fato desse mesmo consumidor se tornar livre não é motivo para se adequar as instalações imediatamente, porque isso representaria um ônus não justificável tecnicamente a ser imputado ao consumidor.

Portanto, cada situação deve ser avaliada individualmente, devendo o consumidor e a concessionária de transmissão a qual ele se conecta, pronunciarem-se a respeito do desempenho das instalações que estão em não-conformidade com os Procedimentos de Rede.

No entanto, sempre deverá ser provida ao ONS a supervisão das instalações, e instalado o sistema de medição de faturamento, em conformidade com as espe-cificações técnicas CCEE/ONS, sendo os custos associados de responsabilidade do consumidor livre.

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d) De quem é a responsabilidade pelo sistema de medição de faturamen-to de consumidor cativo que se conecta à Rede Básica?

Para todos os fins, quando um consumidor cativo se conecta à Rede Básica é configurado um acesso da distribuidora que o representa. Nesse caso, o siste-ma de medição de faturamento é de responsabilidade da própria distribuidora, inclusive o serviço de leitura.

Entretanto, como se trata de acesso exclusivo de consumidor cativo à Rede Bá-sica, pode ser mais viável que a distribuidora contrate a instalação do sistema de medição de faturamento junto à transmissora acessada, via CCT, tendo em vista que o consumidor poderá se tornar livre, como será visto na questão a seguir.

e) E se o consumidor do caso anterior se tornar livre? Como fica o siste-ma de medição de faturamento instalado pela distribuidora?

Nesse caso existem quatro possibilidades:

I. a distribuidora retira sua medição e o consumidor instala a própria, observada a dúvida nº 2;

II. a distribuidora transfere o sistema de medição à transmissora, pelo valor contábil, que passará a cobrar encargos de conexão do consu-midor, via CCT a ser celebrado entre as partes;

III. a distribuidora vende sua medição ao consumidor, passando a leitura a ser feita pela transmissora acessada, que cobrará encargos de cone-xão do consumidor, via CCT a ser celebrado entre as partes;

IV. a distribuidora rescinde seu CCT com a transmissora, devendo essa celebrar um novo contrato com o consumidor livre, onde serão cobra-dos os mesmos encargos.

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f) Sou gerador não-despachado de forma centralizada pelo ONS e me co-necto às Demais Instalações de Transmissão (DITs), que são instalações de propriedade de concessionária de transmissão. Que tarifa irei pagar?

O gerador não-despachado de forma centralizada pelo ONS terá de firmar CCT com a transmissora acessada e CUSD com a distribuidora local. A tarifa de uso a que estará sujeito esse gerador será equivalente à TUSTFR média dos pontos de conexão da distribuidora local.

g) Sou uma concessionária de distribuição que atende um consumidor cativo por meio de uma instalação de uso exclusivo com tensão igual ou superior a 230 kV, de propriedade da transmissora, e que está classifica-da como DIT. O que acontece quando o consumidor se torna livre? E se ele se tornar apenas parcialmente livre?

Essa instalação faz parte do CCT celebrado entre a transmissora e a distribuido-ra, portanto, esta última paga encargo de conexão à primeira.

O consumidor livre deverá celebrar um CCD com a distribuidora, que lhe repas-sará o valor do encargo de conexão pago à transmissora, acrescido dos encar-gos e tributos legais. Deverá, também, celebrar um CUSD com a distribuidora local, em que a tarifa de uso a ser paga será a própria TUST do ponto acessado, acrescida dos tributos e encargos legais, inclusive os encargos setoriais de responsabilidade do segmento consumo atribuíveis aos demais consumidores da distribuidora.

Caso apenas parte da carga do consumidor se torne livre, a distribuidora deverá permanecer pagando o encargo de conexão correspondente e celebrar um CCD com o consumidor livre. O encargo de conexão a ser cobrado será aquele pago pela distribuidora à transmissora, acrescido dos tributos legais, mas proporcio-nal à demanda que se tornou livre, ou seja, a distribuidora continua assumindo a parte que cabe à demanda cativa.

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h) Sou um novo empreendedor de geração que irá se conectar à Rede Básica. Como faço para obter o valor da tarifa que vou pagar pelo uso do sistema de transmissão?

As tarifas de uso do sistema de transmissão são obtidas por meio de simulação com Programa Nodal. Na página eletrônica da ANEEL, sob o link tarifas, podem ser encontrados o Programa Nodal, o manual de utilização e todos os arquivos necessários à simulação para o período tarifário em vigência. Se o usuário quiser ter uma visão da evolução das tarifas por um período de três anos, poderá aces-sar a página do ONS www.ons.org.br e solicitar os arquivos correspondentes, cabendo ressaltar que os resultados obtidos são apenas indicativos. A principal vantagem da utilização do Programa Nodal é a flexibilidade proporcionada para simulação das tarifas para novos geradores, pois há uma função que facilmente permite a integração da usina em qualquer barra do sistema, auxiliando a deci-são do empreendedor.

i) A nova TUSTFR corresponde ao valor da receita associada aos transforma-dores de potência que foram ou seriam reclassificados20 como Instalações de Transmissão (DITs), e pagos via Encargos de Conexão no CCT?

Sim, com a publicação da Resolução Normativa nº 067/2004, os transformado-res conectados à Rede Básica passaram a integrar esta rede. Assim, a receita associada a esses equipamentos, transformador e conexões, que antes estava associada ao CCT, passou, a partir de 1º de julho de 2004, a formar a TUSTFR, que é razão entre valor do Encargo (R$) e o Montante (MW) contratado em cada ponto de conexão pelos agentes setoriais regulados – autorizados, permissio-nários e concessionários – que utilizam tais equipamentos. Cabe ressaltar que a TUSTFR é paga exclusivamente por esses agentes, não onerando os demais usuários da Rede Básica.

20 Resolução nº 433/2002, já revogada

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j) O autoprodutor pode deter a propriedade de linha de transmissão?

O autoprodutor que tem a produção de energia no mesmo local onde fica seu con-sumo pode implementar e deter instalações de transmissão - ou de conexão - para possibilitar o escoamento da energia excedente até a rede de serviço público.

Outra possibilidade é a extensão de linha de transmissão entre a produção e o consu-mo, caso estejam em locais distintos e não se conectem à rede de serviço público.

No caso da unidade de produção estar em local distinto da unidade de con-sumo e haja necessidade de utilizar a rede de serviço público para realizar o atendimento, o autoprodutor deve ser tratado como um par carga/geração, ou seja, de um lado um agente de produção com todas as prerrogativas que lhe foram dadas, inclusive a possibilidade de deter instalações de conexão, e de outro um consumidor, a quem é vedada a possibilidade de possuir instalações de transmissão fora de sua propriedade21.

k) De quem é a responsabilidade pela implementação de reforços na rede de distribuição para viabilizar o acesso de agente ou de consumidor?

Todos os reforços são de responsabilidade da concessionária de distribuição local e das demais concessionárias afetadas, em cada área de atuação, ex-cetuando-se as instalações de conexão, sob responsabilidade do acessante, devendo a distribuidora levar em conta a participação do consumidor no inves-timento, quando for o caso.

l) De quem é a responsabilidade pelas instalações de conexão às redes de distribuição?

As instalações de conexão são de responsabilidade do acessante22, que deverá

21 Ver pergunta nº 122 Resolução nº 281/1999, art. 18

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contratar a conexão com a concessionária a qual se liga, mediante a celebração de um Contrato de Conexão a Distribuição (CCD), assumindo os investimentos que se fizerem necessários (no caso de consumidor, deverá ser levada em conta sua participação nos investimentos). Também são de responsabilidade do acessante os encargos de manutenção e operação, que deverão estar es-tabelecidos no Contrato.

m) De quem é a responsabilidade pelos custos de extensão de barra-mentos de subestações do sistema de distribuição onde será conectado o acessante?

A seção de barramento a ser utilizada pelo acessante faz parte da conexão, por-tanto é de sua responsabilidade viabilizar sua implementação, juntamente com as demais obras necessárias para a ligação de suas instalações de uso exclusivo ao ponto de conexão na rede da concessionária.

n) Quem é responsável pelos custos dos estudos e projetos de conexão ao sistema de distribuição?

A responsabilidade pelos custos dos estudos e projetos de conexão é do acessante.

o) Quais os requisitos técnicos a serem seguidos no projeto de acesso à distribuição?

Os requisitos técnicos a serem seguidos no projeto, construção e operação do acesso e conexão ao sistema de distribuição obedecerão aos Procedimentos de Rede, Procedimentos de Distribuição e às normas e padrões específicos de cada concessionária. Enquanto não forem emitidos os Procedimentos de Distribuição, devem ser seguidos, onde couber, os Procedimentos de Rede e as normas e padrões técnicos da concessionária.

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Este documento foi elaborado pelas Superintendências de Regulação dos Servi-ços de Transmissão (SRT) e de Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD).

Dúvidas, comentários e sugestões para aperfeiçoamento são bem-vindos e po-dem ser enviados por correio eletrônico para: [email protected] ou [email protected].

9. INFORMAÇÕES ADICIONAIS