Nota Técnica nº 014/2015-SGT/SRG/ANEEL. Em 19 de janeiro ......cobertos pela Conta de Consumo de Combustíveis – CCC), conforme Lei nº 12.111, de 2009, e assumiu objetivos similares

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

Nota Técnica nº 014/2015-SGT/SRG/ANEEL.

Em 19 de janeiro de 2015.

Processo no 48500.005122/2014-91.

Assunto: Definição das quotas anuais da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE para 2015.

I - DO OBJETIVO

Esta Nota Técnica tem por objetivo submeter à apreciação da Diretoria Colegiada da ANEEL, com vista à realização de Audiência Pública, proposta para a definição das quotas anuais da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE do ano de 2015, nos termos do art. 13º da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013.

II - DOS FATOS

2. A Conta de Desenvolvimento Energético – CDE foi criada em 2012, com os seguintes objetivos originais: (i) promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados; (ii) promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional; e (iii) garantir recursos para atendimento à subvenção econômica destinada à modicidade da tarifa de fornecimento de energia elétrica aos consumidores da Subclasse Residencial Baixa Renda (Tarifa Social de Energia Elétrica - TSEE). 3. Com relação às fontes de recursos da Conta, foram previstos inicialmente os pagamentos anuais realizados pelos concessionários e autorizados a título de Uso de Bem Público – UBP, as multas aplicadas pela ANEEL e, a partir de 2003, as quotas anuais pagas por todos os agentes que comercializam energia elétrica com consumidor final, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de distribuição e transmissão de energia elétrica.

4. A regulamentação e a programação orçamentária da CDE compete ao Poder Executivo, a movimentação financeira da conta às Centrais Elétricas Brasileiras – Eletrobras, e à ANEEL cabe a fiscalização da gestão econômica e financeira do fundo e a fixação das quotas anuais a serem pagas pelos agentes, mediante encargo tarifário.

(Fls. 2 da Nota Técnica nº 14/2014-SGT/SRG/ANEEL, de 19/01/2015).


5. As quotas anuais da CDE foram definidas inicialmente em valores idênticos ao rateio da Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC dos Sistemas Elétricos Interligados do ano de 2001, sendo reajustadas anualmente pela variação do mercado e do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA.

6. O Decreto nº 4.541/2003 regulamentou o art. 13 da Lei 10.438/2002, com sua redação original, estabelecendo as prioridades na destinação dos recursos da CDE, procedimentos e competências. Desse regulamento, destacamos:

a) A fixação das quotas anuais da CDE compete à ANEEL, que deve estabelecer os procedimentos operacionais a serem adotados, inclusive as multas e outras penalidades decorrentes de inadimplência (art. 28, §2º);

b) Os recursos provenientes da arrecadação de multas e UBP devem ser destinados prioritariamente no desenvolvimento da universalização do serviço público de energia elétrica, conforme regulamento da ANEEL (art. 32);

c) No mínimo 60% das quotas anuais da CDE serão utilizadas para custeio da Tarifa Social de Energia Elétrica – TSEE, conforme regulamento da ANEEL (art. 32-A);

d) Os recursos não utilizados no custeio dos itens i e ii poderão ser utilizados para promoção da competitividade de empreendimentos que produzam energia elétrica a partir de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional, nas áreas atendidas pelos sistemas interligados, conforme regulamento da ANEEL (art. 33);

e) A programação de utilização de recursos da CDE será elaborada anualmente pelo Ministério de Minas e Energia – MME (art. 36);

f) Compete às Centrais Elétricas Brasileiras – Eletrobras, conforme disciplina a ser estabelecida pela ANEEL, gerir a CDE de modo a não obter vantagem ou prejuízo econômico ou financeiro e sem assumir compromissos ou riscos incompatíveis com sua condição de designada para movimentar os créditos e débitos da CDE (art. 43); e

g) A gestão da CDE pela Eletrobras será objeto de fiscalização pela ANEEL, que definirá, em regulação específica, os respectivos procedimentos e as penalidades eventualmente aplicáveis (art. 43, §3º).

7. A partir de 2013, o regime de formação e utilização dos recursos da CDE foi alterado significativamente com a edição da Medida Provisória nº 579, de 2012, convertida na Lei nº 12.783, de 2013, que, dentre outras medidas, tratou das condições para a adesão à prorrogação antecipada de concessões de energia elétrica, da modicidade tarifária e da redução dos encargos setoriais. 8. Em síntese, a MPv 579 promoveu a redução das tarifas de energia e de uso dos sistemas de transmissão mediante a renovação de concessões, e a retirada de subsídios das tarifas e a redução de encargos setoriais por meio de aporte direto de recursos da União na CDE. Nesse contexto, coube à ANEEL



realizar a revisão tarifária extraordinária das concessionárias de distribuição de forma a contemplar os efeitos das medidas instituídas pela MPv 579/20121. 9. No novo regime, a CDE, além dos objetivos originais, passou a prover os recursos necessários para custear parcela da geração de energia elétrica nos sistemas elétricos isolados (antes cobertos pela Conta de Consumo de Combustíveis – CCC), conforme Lei nº 12.111, de 2009, e assumiu objetivos similares ao da Reserva Geral de Reversão – RGR, criada pelo art. 4º da Lei n. 5.655, de 1971, como o de amortizar operações financeiras vinculadas à indenização por ocasião da reversão de concessões ou atender a finalidade de modicidade tarifária. 10. Em contrapartida, as distribuidoras, as transmissoras licitadas a partir de 12 de setembro de 2012 e os agentes com concessões prorrogadas nos termos da MPv nº 579/2012 ficaram desobrigados do recolhimento da quota anual da RGR. Também foi extinto o encargo tarifário da CCC, muito embora o custo de geração de energia elétrica nos sistemas isolados tenha passado a integrar as necessidades de recursos da CDE.

11. Quanto à origem dos recursos, além das já tradicionais quotas anuais pagas pelos agentes que comercializam energia elétrica com consumidor final, dos pagamentos anuais a título de UBP e das multas aplicadas pela ANEEL, foram adicionadas novas fontes oriundas do Tesouro Nacional2 e da possível transferência de recursos da RGR, nos termos dos arts. 17, 18 e 23 da Lei no 12.783/2013.

12. Posteriormente, tendo em vista a não adesão de concessionários aos termos da prorrogação antecipada, a Lei nº 12.839, de 2013, adicionou à CDE as funções de compensar:

a) descontos tarifários aplicados aos usuários dos serviços de energia elétrica, antes compensados nas próprias tarifas por meio de subsídio cruzado (inciso VII, art. 13, Lei 10.438/2002); e

b) o efeito da não adesão à prorrogação das concessões de geração de energia elétrica, com vistas a assegurar o equilíbrio da redução das tarifas de que trata o art. 1º, § 2º, da Lei 12.783/2013 (inciso VIII, art. 13, Lei 10.438/2002).

9. Com isso, nos termos do Decreto 7.891, de 2013, a CDE, além da subvenção ao consumidor da Subclasse Residencial Baixa Renda, passou a custear a redução equilibrada das tarifas e os descontos tarifários aplicados aos seguintes usuários do serviço de distribuição: gerador e consumidor de fonte incentiva; atividade de irrigação e aquicultura em horário especial; agente de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; serviço público de água, esgoto e saneamento; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural; e subclasse de serviço público de irrigação.

13. O Decreto nº 7.583, de 13 de outubro de 2011, que regulamentou a aplicação da TSEE, define que o custeio do programa se dará com recursos da CDE, preferencialmente, conforme programação de recursos do Ministério de Minas e Energia - MME, o qual deverá observar a aplicação mínima de 60% das quotas anuais a serem recolhidas. A partir do ano de 2013, o subsídio da TSEE, antes coberto parcialmente

1 A revisão tarifária extraordinária das concessionárias de distribuição foi realizada em 24 de janeiro de 2013, resultando na redução

média de 20% das tarifas, sendo 10% relativos à redução dos encargos setoriais, à retirada de subsídios das tarifas e à subvenção para a redução tarifária equilibrada. 2 Com a Medida Provisória nº 615, de 2013, convertida na Lei nº 12.865, de 2013, a União foi autorizada a emitir, sob a forma de

colocação direta, em favor da CDE, títulos da Dívida Pública Mobiliária Federal, a valor de mercado e até o limite dos créditos totais detidos, em 1º de março de 2013, por ela e pela Eletrobrás na Itaipu Binacional.



pela estrutura tarifária, passou a ser integralmente compensado pela CDE. Os repasses mensais da CDE para a subvenção da Tarifa Social são homologados por meio de Despachos da SRC, conforme metodologia estabelecida na Resolução Normativa nº 472, de 24 de janeiro de 2012. 14. A Resolução Normativa nº 427, de 22 de fevereiro de 2011, que regulamenta a Lei nº 12.111, de 2009, estabelece os critérios e procedimentos para o planejamento, formação, processamento e gerenciamento da CCC. O mesmo regulamento define os critérios e procedimento para a fixação das quotas mensais da CDE referentes às concessionárias de transmissão que atendam consumidor livre e/ou autoprodutor, com unidade de consumo conectada às instalações de transmissão integrantes da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional – SIN.

10. A forma de cálculo das quotas anuais da CDE também foi alterada substancialmente nesse novo regime, pois deixou de resultar da mera atualização pela inflação e o crescimento do mercado, passando a ser apurada com base na diferença entre a necessidade total de recursos da Conta e a arrecadação proporcionada pelas demais fontes de receita (Multas, UBP, aporte da União e outras). 11. Todavia, com relação ao rateio das quotas entre os agentes pagadores, preservou-se a proporcionalidade com relação aos valores fixados em 2012, mantendo-se a relação de 4,53 entre as quotas dos Subsistemas S/SE/CO e as dos Subsistemas N/NE.

12. Ainda com relação às quotas, embora a Lei não restrinja sua aplicação ao Sistema Interligado Nacional – SIN, o Dec. nº 7.891/2013 estabeleceu que as concessionárias de distribuição dos sistemas isolados devem recolher recursos à CDE apenas a partir do processo tarifário subsequente à interligação, conforme regulamentação da ANEEL.

15. Para a fixação das quotas anuais da CDE, tendo em vista a nova sistemática de cálculo que envolve o confronto entre as despesas e demais receitas da Conta, a ANEEL faz a consolidação do orçamento anual com base em estimativas próprias e em informações fornecidas pela Eletrobras, Ministério de Minas e Energia – MME e Ministério da Fazenda - MF, sendo o resultado submetido ao processo de Audiência Pública1. 16. Cumpre ressaltar que se faz necessário atualizar a atual regulamentação da CDE em face do novo regime instituído pela MPv 579, restando lacunas e revogações tácitas no Decreto nº 4.541, de 2002, o que dificulta a programação e a execução orçamentária da Conta, em especial a movimentação de recursos entre os fundos da RGR e da CDE, a gestão da Conta em caso de insuficiência de recursos, a fixação da quota anual da CDE pela ANEEL e a alocação da mesma nas tarifas de energia e de uso dos sistemas de distribuição. 17. Durante os anos de 2013 e 2014, em função da conjuntura hidrológica desfavorável e de seus impactos no equilíbrio econômico e financeiro das concessionárias, foram instituídas medidas extraordinárias na CDE, com o fulcro na modicidade tarifária, mediante a edição de Decretos do Poder Executivo (Dec. 7.891/2013, Dec. 7.945/2013, Dec.8.2013/2014 e Dec. 8.221/2014) que permitiram o repasse de recursos da CDE às distribuidoras para a cobertura de custos associados com a contratação de energia e o pagamento de encargos setoriais para o atendimento do mercado cativo de energia elétrica.

1 A Quota Anual da CDE de 2013 foi fixada em R$ 1,024 bilhão pela REH nº 1.409/2013, resultante da Audiência Pública nº

101/2012, e a Quota Anual da CDE de 2014 foi fixada em R$ 1,699 bilhão pela REH nº 1.699/2014, resultante da Audiência Pública nº 130/2013.



18. Ressalta-se que os recursos repassados às distribuidoras em atendimento aos referidos Decretos já constituem um direto de recuperação tarifária via apuração da Conta de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA, de que trata a Portaria Interministerial nº MME/MF 25, de 2002, e do Repasse da Sobrecontratação ou Exposição Involuntária, regulamentada pelas Resoluções Normativas nº 255/2007 e 453/2011. No entanto, a situação conjuntural crítica, que conjugou alto nível de exposição contratual com elevado Preço de Liquidação de Diferenças – PLD, mostrou a ineficácia desses dois mecanismos na preservação do equilíbrio financeiro das empresas em situações extremas como a que se apresentou. Dessa forma, as medidas extraordinárias implicaram antecipação de recursos aos distribuidores e diferimento de custos aos consumidores.

19. Por fim, o Decreto nº 8.272, de 2014, permitiu o repasse de recursos da CDE para cobrir custos com a realização de obras no sistema de distribuição de energia elétrica definidas pela Autoridade Pública Olímpica - APO, para atendimento aos requisitos determinados pelo Comitê Olímpico Internacional - COI, com fundamento no art. 12, caput, da Lei nº 12.035, de 1º de outubro de 2009. Esses recursos estão vinculados ao orçamento do Ministério dos Esportes e não afetam a definição da quota anual da CDE paga por meio de encargo tarifário. Esses repasses foram regulamentados pelo REN nº 625, de 20141.

III - DA ANÁLISE 20. Conforme relatado, a nova metodologia para definição da quota anual da CDE envolve o confronto entre as estimativas de saldos, receitas e despesas do fundo setorial para o ano de exercício em análise, com posterior rateio entre os agentes que comercializam energia com consumidor final no Sistema Interligado Nacional – SIN. 21. Descrevemos a seguir cada item de despesa e receita da CDE que estão sendo considerados no orçamento de 2015, seus valores e a origem das informações. III.1 – Itens de Despesa III.1.1 – Baixa Renda 22. A Tarifa Social de Energia Elétrica – TSEE foi instituída pelas Leis nº 10.438, de 2002, e 12.212, de 2010. O Decreto nº 7.583, de 13 de outubro de 2011, que regulamentou a aplicação da TSEE, define que o custeio do programa se dará com recursos da CDE, preferencialmente, conforme programação de recursos do Ministério de Minas e Energia - MME, o qual deverá observar a aplicação mínima de 60% das quotas anuais a serem recolhidas. Estabelece também, que caso sejam insuficientes os recursos da CDE, a TSEE deverá ser custeada por meio de alterações na estrutura tarifária. 23. A partir do ano de 2013, com as alterações instituídas pela MPv 579 no regime de formação e utilização do recursos da CDE e em prol da modicidade tarifária, a subvenção da TSEE, antes coberta parcialmente pela estrutura tarifária das distribuidoras, passou a ser integralmente compensado pela CDE. 24. Os repasses mensais da CDE para a subvenção da Tarifa Social são homologados por meio de Despachos da Superintendência de Regulação dos Serviços Comerciais – SRC (atualmente

1 Em 2014 foram destinados R$ 40.315.000 de recursos do orçamento da União para a cobertura desses custos.

http://www.planalto.gov.br/CCIVIL_03/_Ato2007-2010/2009/Lei/L12035.htm#art12



Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD), conforme metodologia estabelecida na Resolução Normativa nº 472, de 24 de janeiro de 2012. 25. A estimativa de repasses da CDE para a cobertura dos subsídios à Tarifa Social de Energia Elétrica em 2015, conforme Memorando nº 174/2014- SRC/ANEEL, de 31 de outubro de 2014, é de R$ 2.094.000.000. Esse valor considera a estimativa de crescimento do mercado e das tarifas de fornecimento de energia em 2015, além da redução da quantidade de famílias beneficiadas em função da validação realizada pela ANEEL com o Cadastro Único e com o Cadastro do Benefício da Prestação Continuada.

III.1.2 - Universalização - PLpT

26. O Programa Nacional de Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica “Luz para Todos” – PLpT para o período de 2011 a 2014, foi instituído pelo Decreto no 7.520, de 8 de julho de 2011, visando propiciar o atendimento de energia elétrica à parcela da população do meio rural que ainda não possui acesso a esse serviço público.

27. O Programa é coordenado pelo Ministério das Minas e Energia – MME e operacionalizado pela Eletrobras, sendo que os recursos necessários à sua implantação são provenientes da CDE, na forma de subvenção econômica, da RGR, na forma de financiamento, e dos agentes setoriais (concessionárias e permissionárias de distribuição e cooperativas de eletrificação rural), na forma de investimento com recursos próprios.

28. As premissas para a implantação do PLpT são estabelecidas nos Termos de Compromisso celebrados entre cada agente setorial executor e a União, por intermédio do MME, com a interveniência da ANEEL e da Eletrobras.

29. Os dispêndios previstos para a execução do Programa em 2015 é de R$ 875.000.000 , conforme informação do MME que consta do Ofício nº 012/2015-SEE-MME, de 20 de janeiro de 2015.

III.1.3 - Carvão Mineral

30. Previsão de despesas com a compra de carvão mineral e combustíveis secundários de empreendimentos que utilizam matéria-prima nacional, no valor de R$ 1.216.000.000 . Esse valor considera o disposto na Resolução Normativa nº 500/2012 e a previsão de despacho das usinas beneficiárias em 2015 realizada pelo Operador Nacional do Sistema - ONS, conforme informação do MME que consta do Ofício nº 012/2015-SEE-MME, de 20 de janeiro de 2015.

III.1.4 - Subsídios Tarifários

31. Trata-se da função da CDE de compensar descontos tarifários aplicados aos usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica. Os descontos custeados pela CDE, além da TSEE, estão definidos no Decreto nº 7.891/2013, sendo aplicados aos seguintes usuários: gerador e consumidor de fonte



incentiva; atividade de irrigação e aquicultura em horário especial; agente de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; serviço público de água, esgoto e saneamento; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural; e subclasse de serviço público de irrigação. Valor calculado pela SGT, com base nos valores homologados em 2014, previsão de crescimento de mercado e de aumento das tarifas em 2015. A tabela abaixo apresenta a composição dos subsídios tarifários, em termos percentuais.

Tabela 1 – Composição percentual dos subsídios tarifários cobertos pela CDE

32. Os descontos elencados Dec. 7.891 foram retirados da estrutura tarifária das 63 concessionárias de distribuição por ocasião da Revisão Tarifária Extraordinária – RTE, de que trata o §2º, art. 13, da Lei 12.783, realizada pela ANEEL em 24 de janeiro de 2013 (Processo 48500.006625/2012-12). Para 12 permissionárias de distribuição, os mesmos descontos foram retirados da estrutura tarifária na RTE realizada em dois de abril de 2013 (Processo 48500.001080/2013-39); e para outras 26 permissionárias, em 16 de julho de 2013. 33. Os valores dos repasses mensais da Eletrobrás para as concessionárias e permissionárias de distribuição, com recursos da CDE, para compensar os descontos incidentes sobre as tarifas são homologados pela ANEEL no âmbito dos processos tarifários de cada distribuidora, com base no mercado de referência e nas tarifas resultantes do processo. O valor da subvenção da CDE homologado pela ANEEL permanece fixo nos próximos doze meses e a diferença entre os descontos efetivamente praticados pela distribuidora e os valores recebidos mensalmente da Eletrobras são apurados no processo tarifário subsequente, com atualização pela variação do IPCA, sendo incorporado à subvenção homologada para o próximo período. Esse mecanismo deve ser objeto de regulamentação pela ANEEL. 34. A estimativa de subvenção da CDE para a cobertura dos referidos descontos tarifários no ano de 2015, resulta em R$ 5.806.376.097. O montante corresponde aos valores homologados pela ANEEL nos processos tarifários das distribuidoras realizados em 2014, sem o ajuste do período anterior, com uma estimativa de crescimento médio de 30% de seu valor, dada a expectativa de aumento das tarifas e do mercado em 2015. 35. Ressalta-se que não está sendo previsto o desconto aplicado sobre as tarifas de energia em caso de acionamento das bandeiras tarifárias amarela ou vermelha. Como não é possível conhecer a priori as bandeiras que serão acionadas pela ANEEL nos próximos dozes meses, a previsão de descontos nas tarifas de energia calculada nos processos tarifários das concessionárias consideram apenas os descontos sobre os valores da tarifa de energia da bandeira verde. 36. O sistema de Bandeiras Tarifárias está previsto no Módulo 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, como um mecanismo que possui dois principais objetivos: sinalizar



mensalmente aos consumidores os custos reais da geração de energia no sistema interligado nacional; e amenizar o impacto das variações no custo da energia nos reajustes tarifários, realizados anualmente. A receita arrecada pelas concessionárias com a aplicação das bandeiras tarifárias amarela e vermelha será descontada dos valores apurados da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA, de que trata a Portaria Interministerial nº 25, de 2002, que captura a variação dos custos da aquisição de energia elétrica e de ESS no período entre os reajustes tarifários,. 37. Considerando que a diferença entre os valores dos descontos tarifários praticados pelas concessionárias e os valores dos repasses mensais da subvenção da CDE, conforme fixado no último processo tarifário, é apurada apenas no processo tarifário subsequente, quando toda variação do custo da energia, descontado o faturamento da bandeira tarifária, será repassado às tarifas, o cálculo da subvenção da CDE à posteriori relativa aos descontos da Bandeira amarela e vermelha torna-se desnecessário.

III.1.4 - Subvenção Redução Tarifária Equilibrada

38. Trata-se da função da CDE de prover recursos às distribuidoras para compensar o efeito da não adesão à prorrogação das concessões de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas de que trata o art. 1º, § 2º, da Lei 12.783/2013. 39. Esses valores foram definidos nas revisões tarifárias extraordinárias das concessionárias e permissionárias de distribuição realizadas em 2013, totalizando R$ 389.432.077, e não há previsão legal e regulamentar para a correção monetária desses valores e nem definição de prazo para a sua aplicação.

III.1.5 - Indenização de Concessões (R$ 4,898 bilhões)

40. Pagamento de indenização de ativos de geração e transmissão de energia elétrica, por ocasião da prorrogação de concessões nos termos da Lei nº 12.783/2013, conforme condições de parcelamento definidas na Portaria Interministerial MME/MF nº 580/2012 e nos contratos celebrados com as concessionárias. 41. O saldo devedor em 31/12/2014, informado pela Eletrobras, por meio da Carta CTA-DF-140/2015, de 13 de janeiro de 2014, foi acrescido de correção monetária pelo IPCA estimado de 2015 e de juros remuneratórios de 5,59% a.a., conforme informação do MME que consta do Ofício nº 012/2015-SEE-MME, de 20 de janeiro de 2015, totalizando R$ 4.897.802.145.

III.1.6 – Verba do MME

42. Nos termos do § 6º, do art. 4º, da Lei nº 5.655/1971, com a redação dada pelo art. 6º da Lei nº 10.848/2004, ao MME serão destinados 3% do valor arrecado das quotas anuais da RGR, para custear os estudos e pesquisas de planejamento da expansão do sistema energético, bem como os de inventário e de viabilidade necessários ao aproveitamento dos potenciais hidroelétricos. 43. Conforme será apresentado a seguir, o valor da arrecadação de quotas da RGR estimado para 2015 é de R$ 805.000.000, o que resulta em R$ 24.150.000 de verba do MME.



III.1.7 - Restos a pagar do ano anterior

44. Dispêndios do exercício de 2014 não cobertos pela CDE em função da insuficiência de recursos da Conta. Informação da Eletrobras, conforme Carta CTA-DF-6350/2014, de 07 de novembro de 2014, atualizada pelo MME, conforme consta do Ofício nº 012/2015-SEE-MME, de 20 de janeiro de 2015. A composição do valor de restos a pagar da CDE entre os seus diversos itens de despesa, bem como entre seus credores, deverá informada pela Eletrobras durante o período desta Audiência Pública. 45. Ao montante de restos a pagar da CDE do ano anterior, informado pela Eletrobras e o MME, no valor de R$ 2.936.548.657, foi acrescido o valor de R$ 1.548.657, relativo à restituição de valores recolhidos a maior dos encargos setoriais CCC e CDE, no período de setembro de 2009 e novembro de 2010, pelo consumidor parcialmente livre Braskem UNIB-RS (COPESUL), de propriedade da Braskem S.A, que possui conexão à Rede Básica, conforme deliberação da Diretoria da ANEEL no âmbito do Processo nº 48500.005459/2013-18. III.1.8 - Dispêndios da CCC

46. A partir da Lei nº 12.111/2009 (regulamentada pelo Decreto nº 7.246/ 2010, e pela Resolução Normativa ANEEL nº 427/2011), o mecanismo de reembolso da CCC passou a prever o reembolso do custo total de geração, subtraída a parcela equivalente ao custo médio da energia e potência comercializadas no Ambiente de Contratação Regulada (ACRméd). 47. Com isso, o reflexo do custo de geração nas tarifas dos consumidores dos sistemas isolados passou a ficar contido na parcela do ACRméd, e todo o restante do custo (combustíveis, geração própria e contratação de energia) passou a ser reembolsado pela CCC. 48. Com a Lei nº 12.783, de 2013, o custo da CCC passou a constituir o orçamento da CDE. Além disso, foi introduzido o mecanismo do nível eficiente de perdas, onde a quantidade de energia a ser considerada para atendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica nos Sistemas Isolados fica limitada ao nível eficiente de perdas, conforme regulação da ANEEL. 49. O orçamento da CCC é baseado em dois documentos. O primeiro, elaborado pelo Grupo Técnico Operacional da Região Norte – GTON (sob coordenação da Eletrobras), é o Plano Anual de Operação dos Sistemas Isolados, onde são estimadas as necessidades de geração e de consumo de combustíveis com base no balanço energético entre a carga e as disponibilidades de todas as fontes para cada sistema isolado. O segundo, sob responsabilidade da Eletrobras, é o Plano Anual de Custos da CCC (PAC), onde são previstos os custos da geração conforme indicação do Plano Anual de Operação. 50. Para a formação do orçamento, há que se definir primeiramente o mercado a ser atendido, e em consequência disso considerar a oferta de energia disponível conforme sua ordem de custo: combustíveis inflexíveis (gás natural com take-or-pay e ship-or-pay), fonte hidrelétrica, biomassa, importação de energia e combustíveis fósseis líquidos. 51. Assim, as variações orçamentárias anuais decorrem da expansão do mercado e do respectivo custo da geração de energia (oferta hidrelétrica, reajustes contratuais, flutuação do preço dos combustíveis).



III.1.8.1 - Carga Própria

52. De acordo com o Plano Anual de Operação, o GTON prevê uma redução de 25,6% na carga própria dos Sistemas Isolados em 2015 em relação à verificada no ano anterior, passando para 460 MWméd, redução em função da interligação de Macapá ao SIN (CEA e Eletronorte).

Tabela 2 - Variação do mercado próprio (MWh), por empresa

Empresa Prevista

2015 Verificada

(set-dez previsto) 2014 Diferença 2015/2014

CEA 120.738 1.775.559 -93,2%

CELPA 415.200 448.380 -7,4%

CEMAT 7.158 7.151 0,1%

CERR 252.771 235.136 7,5%

Eletrobras Amazonas Energia (Interior) 1.605.453 1.415.743 13,4%

Eletrobras Eletrobras (Boa Vista) 5.758 5.954 -3,3%

Eletrobras Eletronorte (Macapá) 0 48.535 -100,0%

Eletrobras Distribuição Acre 211.586 190.618 11,0%

Eletrobras Distribuição Roraima 859.284 808.357 6,3%

Eletrobras Distribuição Rondônia 306.001 303.874 0,7%

CELPE 18.085 16.997 6,4%

AMAPARI 154.775 89.362 73,2%

Jari Celulose 20.222 19.633 3,0%

Petrobras Alcoa Beneficiamento 40.016 39.936 0,2%

Petrobras Alcoa Porto 8.370 7.979 4,9%

TOTAL (MWh) 4.027.432 5.413.215 -25,6% TOTAL (MWméd) 460 618

53. É importante destacar que, apesar de não constarem no mercado dos sistemas isolados, há centrais geradoras interligadas ao SIN cujos contratos de venda de energia elétrica continuarão subsidiados pela CCC, por isso há diferença entre o valor do mercado próprio da Tabela 2 e a geração total considerada no cálculo do reembolso CCC. 54. No gráfico a seguir observa-se a evolução do mercado total dos sistemas isolados. Em 2010 houve redução em função da interligação do sistema Acre-Rondônia ao SIN, e, em 2014, queda significativa em função da interligação de Manaus ao SIN, e, para 2015, nova redução com a previsão da interligação de Macapá ao SIN. 55. Com relação ao custo, cabe ressaltar que as despesas com a geração a gás natural em Manaus permanecerão a cargo da CCC mesmo após a sua interligação ao SIN, por isso não refletem a queda do mercado em 2014. Observando a evolução do custo CCC no gráfico a seguir (atualizado pelo IPCA), no ano de 2012 houve grande elevação por conta dos efeitos da nova sistemática de reembolso do custo total de geração (antes apenas combustíveis), e nova elevação para 2015 em função de reembolsos de impostos acumulados desde 2009.



0

1

2

3

4

5

6

7

8

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

R$

bi

Mer

cad

o (

MW

méd

)

Ano

Prevista

Verificada

Custo CCC

Gráfico 1 - Evolução do crescimento do mercado dos Sistemas Isolados

III.1.8.2 - Atendimento à Carga 56. Conforme o Plano Anual de Operação, o atendimento à carga prevista (460 MWméd) será efetuado essencialmente por geração termelétrica a óleo diesel (79,7%). A geração hidrelétrica ficou restrita a uma PCH em Roraima, devido à interligação ao SIN da UHE Balbina em 2014 (Manaus) e da UHE Coaracy Nunes em 2015 (sistema Macapá). Em termos absolutos, sem considerar a geração a gás natural em Manaus, houve redução na necessidade de despacho térmico em 5% em relação ao verificado em 2014. A geração a biomassa e a importação de energia mantiveram-se praticamente constantes.

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

Hidráulica Térmica Fóssil Biomassa Importação deEnergia

Ger

ação

(M

Wm

ed)

2011

2012

2013

2014

2015 previsto

Gráfico 2 - Matriz energética dos Sistemas Isolados

57. Com relação ao custo dos combustíveis, é importante destacar que, apesar de não compor o atendimento aos sistemas isolados, continua sendo arcada pela CCC a despesa da contratação do gás



natural em Manaus, que, aliás, é superior à quantidade efetivamente demandada, gerando despesas de take-or-pay e ship-or-pay. 58. Em comparação ao ano anterior, como pode ser observado no gráfico a seguir, em 2014 houve um aumento dos preços praticados à CCC, tanto do óleo combustível quanto do óleo diesel, em relação aos preços de referência ANP1 para a região Norte. Tal descolamento decorre de ações judiciais orientadas à anulação da regulação da ANEEL, que limita o reembolso do custo dos combustíveis a preços de mercado.

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

2,00

2,20

jan/13 abr/13 jun/13 set/13 dez/13 mar/14 jun/14 set/14 dez/14

R$/

L

Médio CCC diesel

ANP diesel

Médio CCC OC

ANP OC

Gráfico 3 – Preços dos combustíveis, 2013 a 2014

III.1.8.2 - Orçamento CCC

26. A partir das parcelas de custo dos contratos de energia e potência, da geração própria (aluguel de unidades geradoras, O&M e remuneração de capital), dos combustíveis conforme quantidades previstas pelo GTON (aplicados os limites de preços e de consumo específico) e do valor do ACRméd publicado pela ANEEL, a Eletrobras calculou o orçamento da CCC para 2015. 27. De acordo com o art. 5º da Resolução Normativa nº 427, de 2011, a apuração do custo total de geração corresponderá ao somatório dos custos suportados pelo agente beneficiário (distribuidoras + geradoras), conforme a seguinte equação:

28. Em observação ao art. 2º da citada Resolução Normativa, a previsão de reembolso deve considerar o custo total de geração abatido o valor do ACRméd, considerando o mercado das distribuidoras, conforme a seguinte equação:

RCCC’ = CTISOL – (GTISOL x ACRméd)

RCCC’ = R$ 5,951 bilhões – (8.926.175 MWh x R$ 192,61/MWh)

RCCC’ = R$ 5,951 bilhões – R$ 1,719 bilhões

1 Preços de venda praticados pelos produtores e importadores de derivados de petróleo, valores médios para a região Norte,

acrescidos de margem de distribuição estimada em 11,63%.



RCCC’ = R$ 4,231 bilhões

Onde: RCCC : Reembolso da CCC-ISOL (R$)

CTISOL : Custo total de geração (R$)

GTISOL : Geração total (MW.h)

ACRméd : Custo médio do ACR do SIN (R$/MW.h)

29. Ao reembolso previsto (RCCC’), aplicam-se as seguintes parcelas referentes a 2015:

a) Fator eficiente de perdas, cujo resultado conjunto de todas as distribuidoras, de 4,0% do reembolso, equivale a (-) R$ 0,156 bilhões;

b) Tributos sem compensação de créditos (aplicado o fator eficiente de perdas), R$ 1,212 bilhões;

c) Subrrogação, R$ 0,097 bilhões.

d) Dedução de recuperação de tributos pelas beneficiárias: (-) R$ 0,325 bilhões.

e) Continuidade do contrato CEA-Eletronorte: R$ 0,314 bilhões. 30. Conforme a Carta nº CTA-DF-220/2015, de 16/1/2015, da Eletrobras, há ainda as seguintes parcelas referentes a compromissos anteriores:

a) Contrato de suprimento da Termo Norte II (Despacho ANEEL nº 2.180/2013), parcelas 2015 da repactuação da dívida de R$ 1,171 bilhões: R$ 0,224 bilhões.

b) Tributos de 2009 a 2013 (Resolução Normativa nº 597/2013), não repactuados:

R$ 0,048 bilhões;

c) Reprocessamento e tributos de 2009 a 2013 (Resolução Normativa nº 597/2013), parcelas 2015 da repactuação da Amazonas Energia, Ceron, Boa Vista Energia e Eletroacre no valor de R$ 6.555 bilhões: R$ 1,055 bilhões;

d) Tributos de 2009 a 2013 (Resolução Normativa nº 597/2013) da Amazonas Energia, sem repactuação: R$ 0,884 bilhões.

31. Em função de alterações nas alíquotas de PIS/PASEP, COFINS e CIDE, sobre o óleo diesel, com um resultado médio para 2015 de R$ 0,15/L, há que se acrescentar às despesas R$ 132 milhões, equivalentes ao consumo estimado de 882.936.000 L de óleo diesel. 32. Há previsão de recebimento de parcelamento de dívidas de agentes do setor com fundo, relativo à inadimplência no pagamento do extinto encargo da CCC, no valor de R$ 0,125 bilhões, que estão sendo duduzidos das despesas estimadas. 33. Quanto ao saldo financeiro, há apenas R$ 129,8 milhões em caixa (30/09/2014), do qual considera-se conveniente não incorporá-lo ao orçamento. 34. O resultado final fica RCCC = R$ 7,721 bilhões.

35. Dos gastos totais da CCC, é importante destacar que na parcela CTCOMB está incluído o custo do gás natural em Manaus, o qual continuará sendo suportado pela Conta até o final do respectivo



contrato apesar da interligação da localidade ao SIN. O PAC indica um montante de R$ 1,849 bilhão destinado à cobertura dos custos do gás natural e despesas acessórias para o orçamento de 2015. 36. A Tabela a seguir apresenta o resumo dos itens considerados no orçamento da CCC para 2015.

Tabela 3 – Resumo do Orçamento da CCC 2015

III.2 – Itens de Receita III.2.1 – UBP 37. A previsão dos pagamentos anuais a título de Uso de Bem Público – UBP em 2015, no valor de R$ 584.725.657, foi informado pela Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração – SCG, por meio do Memorando nº 1414/2014- SCG/ANEEL, de 06 de novembro de 2014. 38. A estimativa de arrecadação de UBP para 2015 considera a atualização dos valores pelo IPCA e/ou IGPM, conforme respectivo Contrato, a exclusão de cobranças suspensas por sentenças expedidas pelo Poder Judiciário, a prorrogação de concessões e a inclusão da arrecadação de usinas que solicitaram alteração do regime de exploração de usinas de serviço público para produção independente.



III.2.2 – Multas ANEEL 39. Estimativa para as multas aplicadas pela ANEEL aos agentes setoriais, com base nos valores realizados do último ano, de R$ 126.628.885, conforme Superintendência de Administração e Finanças – SAF, por meio Memorandos nº 1200/2014- SAF/ANEEL, de 23 de outubro de 2014. III.2.3 – Quotas RGR 40. Previsão de arrecadação das quotas anuais da RGR pagas pelos agentes de geração e transmissão de energia elétrica, no valor de R$ 805.000.000, efetuada pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando nº 1215/2014- SFF/ANEEL, de 25 de novembro de 2014. 41. Destaca-se que para o cálculo da projeção, consideraram-se alterações no regime de exploração de usinas de serviço público para produção independente, vencimento de contratos de concessão e ajuste de quotas de exercícios anteriores. III.2.4 – Reposição de Financiamentos 42. Trata-se da reposição de valores emprestados aos agentes do setor com recursos da RGR, para o financiamento de programas de universalização de energia elétrica, no valor de R$ 1.168.678.496, conforme informação da Eletrobras, que consta da Carta CTA-DF-6350/2014, de 07 de novembro de 2014. III.2.5 – Parcelamentos a Receber 43. Previsão de pagamentos referentes a repactuação de dívida dos agentes referentes a encargos setoriais, por meio da Carta CTA-DF-6350/2014, de 07 de novembro de 2014. III.2.6 – Recursos da União 44. A MPv 579/2012, convertida na Lei nº 12.783/2013, autorizou a União a destinar à CDE os créditos que possuir junto à Itaipu Binacional e os que adquirir da Eletrobras. 45. Posteriormente, a MPv nº 615/2013, convertida na Lei nº 12.865/2013, autorizou a União a emitir, sob a forma de colocação direta, em favor da CDE, títulos da Dívida Pública Mobiliária Federal, a valor de mercado e até o limite dos créditos totais detidos, em 1º de março de 2013, por ela e pela Eletrobrás na Itaipu Binacional. 46. De acordo com o Informe aos Investidores da Eletrobras, publicado em 31 de março de 2013, o valor total dos créditos da Eletrobras e do Tesouro contra Itaipu Binacional somam US$ 14,5 bilhões. Considerando a taxa de câmbio de R$/USS$ 1,9843 (PTAX de 1º de março de 2013), chega-se ao valor em reais aproximado de R$ 28,8 bilhões. Descontando os repasses do tesouro efetuados à CDE nos anos de 2013 e 2014, no total de R$ 19 bilhões, restariam ainda R$ 9,8 bilhões para transferência ao Fundo. 47. No Projeto de Lei Orçamentário de 2015, em Recursos sob a Supervisão do Ministério de Minas e Energia, no item Operações Especiais, consta auxílio à CDE no valor de R$ 9 bilhões. Entretanto,



conforme informação da Secretaria do Tesouro Nacional - STN, por meio do Ofício nº 1/2015/SUPOF/STN/MF, de 19 de janeiro de 2015, não há previsão de transferência de recursos da União à CDE no ano de 2015. III.2.7 – Recursos pagos pelos consumidores cativos III.2.7.1 – Período de janeiro de 2013 a janeiro de 2014 48. O Decreto nº 7.945, de 2013, inseriu o art. 4º-A ao Dec. 7.891, permitindo o repasse de recursos da CDE para a cobertura dos seguintes custos das distribuidoras, no período de janeiro a dezembro de 2013: a) exposição ao mercado de curto prazo das usinas hidrelétricas contratadas em regime de cotas de garantia física de energia e de potência, de que trata o §5º, art. 1°, da Lei 12.783, por insuficiência de geração alocada no âmbito do Mecanismo de Relocação de Energia – MRE (Risco Hidrológico); b) exposição ao mercado de curto prazo das distribuidoras, por insuficiência de lastro contratual em relação à carga realizada, relativa ao montante de reposição não recontratado em função da não adesão à prorrogação de concessões de geração de energia elétrica (Exposição Involuntária); c) custo adicional relativo ao acionamento de usinas termelétricas fora da ordem de mérito por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE, cobrado mediante Encargo de Serviço do Sistema por razão de Segurança Energética, de que trata o art. 59 do Decreto 5.163, de 30 de julho de 2004 (ESS – SE); d) resultado positivo da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA, de que trata a Portaria Interministerial nº 25, de 2002, decorrentes do custo de aquisição de energia elétrica e do Encargo de Serviços do Sistema – ESS. 49. Exclusivamente para competência de janeiro de 2014, o Decreto 8.203, de 2014, permitiu o repasse de recursos da CDE para a cobertura das exposições involuntárias das distribuidoras no mercado de curto prazo decorrente da compra frustrada no leilão de energia de empreendimentos existentes realizado em dezembro de 2013. 50. Os repasses de recursos às distribuidoras efetuados em atendimento aos Decretos nº 7.945 e nº 8.203, de 2013, totalizam R$ 11.133.861.029,26 , e foram viabilizados com a utilização de saldo existente nas contas correntes dos fundos setoriais e com aportes adicionais de recursos da União na CDE, devendo os consumidores recompor a Conta em até 5 anos, com atualização dos valores pela variação do IPCA, e por meio da apuração individualizada do encargo para o mercado regulado da distribuidora. A Tabela abaixo apresenta a composição desse valor.

Tabela 4 – Consolidação dos Repasses da CDE (Art. 4º-A Dec. 7.891/2013)



51. Ressalta-se que os recursos da CDE repassados às distribuidoras em atendimento aos Decretos nº 7.945 e nº 8.203, de 2013, já constituíam um direto de recuperação tarifária via apuração da Conta de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA, de que trata a Portaria Interministerial nº MME/MF 25, de 2002, e do Repasse da Sobrecontratação ou Exposição Involuntária, regulamentada pelas Resoluções Normativas nº 255/2007 e 453/2011. No entanto, a situação conjuntural crítica, que reuniu alto nível de exposição contratual com elevado Preço de Liquidação de Diferenças – PLD, mostrou a ineficácia desses dois mecanismos na preservação do equilíbrio financeiro das empresas em situações extremas como a que se apresentou. Dessa forma, as medidas extraordinárias implicaram antecipação de recursos aos distribuidores e diferimento de custos aos consumidores. 52. Destaca-se ainda que não há definição na regulamentação vigente quanto ao início da devolução desses valores para Conta e que a apuração individualizada do encargo para o mercado regulado das distribuidoras1 difere da forma de rateio e de cobrança do encargo da CDE previsto na Lei, que preserva a proporcionalidade entre as quotas da CDE de 2012 e prevê as tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão como veículo de cobrança. 53. De fato, dado que os recursos da CDE repassados às distribuidoras em atendimentos aos Decretos nº 7.945/2013 e nº 8.203/2014, referem-se à cobertura de custos de energia para o atendimento do mercado regulado, não repassados às tarifas de energia elétrica nos processos tarifários de 2013 e 2014, entende-se correta a devolução desses valores por meio de encargo tarifário a ser incluído na tarifa de energia elétrica, aplicável apenas ao consumidor cativo, conforme depreende-se da leitura do §5º do art. 4º-A do Dec. nº 7.891/2013. 54. Ademais, entende-se que a forma de devolução desses recursos à CDE (montante e prazo) deve ser definida pelo Poder Concedente, responsável pela regulamentação e programação orçamentária do fundo. No orçamento da CDE de 2014 não houve essa definição, de forma que os consumidores cativos ainda não começaram a restituir os recursos recebidos à Conta.

55. Para 2015, o MME, por meio do Ofício nº 037/2015-SEE-MME, de 28 de janeiro de 2015, informou o valor total de R$ 1.400.000.000, a ser considerado no orçamento da CDE como fonte de receita relativa à devolução de parcela dos recursos recebidos pelas distribuidoras no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, nos termos do Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013.

1 “§ 5º A Aneel deverá individualizar a apuração dos montantes de que trata este artigo para o mercado regulado de cada

distribuidora, para os fins de que tratam os §§ 1º e 2º do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002. (Incluído pelo Decreto nº

7.945, de 2013)”

http://www.planalto.gov.br/CCIVIL_03/LEIS/2002/L10438.htm#art13§1..

http://www.planalto.gov.br/CCIVIL_03/_Ato2011-2014/2013/Decreto/D7945.htm#art2

http://www.planalto.gov.br/CCIVIL_03/_Ato2011-2014/2013/Decreto/D7945.htm#art2



56. A partir da definição desse valor total, esta Superintendência efetuou o rateio entre as concessionárias de distribuição, na proporção dos valores recebidos, conforme apresentado na Minuta de Resolução em Anexo. 57. As quotas anuais da CDE definidas em atendimento ao Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013, devem ser pagas pelas concessionárias de distribuição em duodécimos a partir do processo tarifário ordinário ou extraordinário de 2015, não devendo gerar diferenças a serem apuradas por meio do mecanismo da CVA. 58. Estima-se um impacto tarifário médio de 1,20% da Quota CDE – Energia (Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013). 59. Para a cobrança desse encargo na tarifa de energia, faz-se necessária a adequação do Módulo 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, a fim de considerar esse encargo como um componente da Tarifa de Energia – TE. Atualmente, o regulamento prevê apenas o encargo da CDE que é alocado na TUSD. III.2.7.2 – Período de fevereiro a dezembro de 2014 60. Para o período de fevereiro a dezembro de 2014, o Decreto nº 8.221, de 2014, criou a Conta no Ambiente de Contratação Regulada - Conta-ACR, com a finalidade de cobrir, total ou parcialmente, as despesas incorridas pelas distribuidoras em decorrência de exposição involuntária no mercado de curto prazo e do despacho termoelétrico vinculado aos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado na modalidade por disponibilidade - CCEAR-D. Compete à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE gerir a Conta-ACR mediante a contratação de operações de crédito com Bancos Financiadores. 61. O mesmo Decreto inseriu o art. 4º-C ao Dec. 7.891, de 2013, permitindo o repasse de recursos da CDE para a cobertura dos mesmos custos cobertos pela Conta-ACR e dos próprios custos de gestão da Conta-ACR. 62. Os repasses da CDE em atendimento ao artigo 4º-C do Dec. 7891, de 2013, foram regulamentados pela Resolução Normativa nº 612, de 16 de abril de 2014. 63. Os custos das operações de crédito contratadas pela CCEE na gestão da Conta-ACR devem ser amortizados em 24 meses, a partir de 2015, por meio do recolhimento de quotas anuais da CDE pagas por todas as concessionárias de distribuição, na proporção de seus mercados cativos, mediante encargo tarifário a ser incluído nas tarifas de energia elétrica. Nota-se que nesse caso, o Decreto foi explícito ao estabelecer a alocação do encargo na tarifa de energia elétrica e o rateio entre as distribuidoras de forma proporcional ao mercado cativo. Essa forma de cobrança e de rateio do encargo da CDE também difere da prevista na Lei, que estabelece as tarifas de usos como veículo de cobrança e o rateio entre os agentes preservando a proporcionalidade entre as quotas de 2012. 64. Para a cobertura dos custos das distribuidoras no período de fevereiro a outubro de 2014, a CCEE contratou duas operações de crédito com os Bancos Financiadores no valor total de R$ 17,8 bilhões. 65. O encargo da CDE destinado à quitação das operações de crédito contratadas pela CCEE na gestão CONTA-ACR, em atendimento ao art. 4º-C do Decreto nº 7.891, de 2013, nos termos na Resolução

http://www.planalto.gov.br/CCIVIL_03/_Ato2011-2014/2014/Decreto/D8221.htm



Normativa nº 612, de 2014, está sendo tratado no âmbito do Processo nº 48500.001624/2014-43, que deve ser deliberado pela Diretoria da ANEEL após a conclusão das negociações em curso para a contratação da 3ª operação de crédito da Conta-ACR, que motivaram a postergação da liquidação do Mercado de Curto Prazo - MCP das competências de novembro e dezembro de 2014. 66. Conforme Processo 48500.000097/2015-31, que tratou do diferimento das liquidações do MCP das competências de novembro e dezembro de 2014, a necessidade de recursos das distribuidoras para a cobertura dos custos de exposição involuntária e de contratos de termoelétricas na modalidade disponibilidade (CCEAR D) é da ordem de R$ 3 bilhões. 67. O valor do encargo da CDE destinado à amortização das operações de crédito contratadas pela CCEE, nos termos do art. 4º-C do Decreto nº 7.891, de 2013, será recolhido pelas concessionárias de distribuição diretamente à Conta-ACR, não afetando o orçamento da CDE de 2015 para fins de definição da quota paga por meio da TUSD. III.2.8 – Quota Anual da CDE 68. A quota da CDE de 2015 resultou no valor de R$ 21.807.471.368, que corresponde à diferença entre as necessidades de recursos e a arrecadação proporcionada pelas demais fontes da Conta, conforme apresentado acima. 69. Esse valor deve ser pago por todos os agentes do sistema Interligado Nacional que atendem consumidores finais cativos e livres, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica. 70. A tabela abaixo apresenta a consolidação do orçamento da CDE para o ano de 2015, bem como os valores considerados nos orçamentos de 2013 e 2014.

Tabela 5 – Orçamento Anual da CDE



71. Com relação à evolução do orçamento da CDE no seu novo regime de formação, fazemos as seguintes considerações:

a) A quota anual da CDE 2013 representou uma redução de cerca de 75% em relação à quota de 2012, o que só foi possível mediante o aporte direto de recursos da União na Conta e da utilização de parcela dos Saldos da CCC e da CDE existentes em 31/12/2013, dado que os seus objetivos foram ampliados, incorporando os gastos da CCC e outras subvenções; b) Os gastos e as receitas da RGR não foram tratados no orçamento da CDE de 2013, pois entendia-se que o saldo existente em conta mais as quotas pagas pelos agentes seriam integralmente destinados ao pagamento das indenizações; c) Em função das condições hidrológicas críticas de 2013, o Dec. 7.945/2015 permitiu o repasse de recursos da CDE para a cobertura dos custos das distribuidoras com exposição involuntária, risco hidrológico das usinas em regime de cotas e despacho termoelétrico por razões de segurança energia observados naquele ano. Esses gastos não tinham sido contemplados no orçamento da CDE da 2013 e não houve aporte adicional de recursos do Tesouro, havendo, portanto, a necessidade de utilização integral dos saldos da RGR, CCC e da CDE existente em Conta e, ainda assim, os recursos não foram suficientes, restando o



valor de R$ 1,6 bilhões que foram considerados no orçamento de 2014 como restos a pagar do ano anterior; d) Portanto, o aumento de 66% da quota da CDE em 2014 resultou principalmente da utilização integral dos Saldos desses Fundos Setoriais em 2013, da inclusão de receitas e despesas da RGR no orçamento da CDE e dos restos a pagar do ano de 2013. Em 2014 destaca-se também o aumento da previsão de receitas da Conta, principalmente o acréscimo da transferência de recursos do Tesouro e da previsão de recebimento de dívidas de agentes com os Fundos; e) Em 2014, as despesas da CDE realizaram-se praticamente no mesmo patamar dos valores orçados, entretanto, a realização das receitas foi menor em função da insuficiência de repasse de recursos do Tesouro, da ordem de R$ 2,5 bilhões, conforme apresentado no gráfico abaixo.

Gráfico 4 – Comparação Valores Orçados e Realizados da CDE

f) Além dos restos a pagar do ano de 2014, os principais fatores que provocaram a grande variação da quota anual da CDE em 2015 foram a ausência de transferência de recursos do da União, a previsão de gastos extraordinários da CCC, além do aumento do valor das indenizações e dos subsídios tarifários.

IV. Rateio da Quota Anual de 2015 72. Com relação ao rateio da Quota Anual da CDE de 2015, calculada em R$ 21.807.471.368, que deve ser paga mediante encargo tarifário incluído na TUSD, deve-se preservar a proporcionalidade com relação aos valores fixados em 2012, mantendo-se a relação de 4,53 entre as quotas dos Subsistemas



S/SE/CO e as dos Subsistemas N/NE, conforme §3º do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.783/20131. 73. Ademais, embora a Lei não restrinja sua aplicação ao Sistema Interligado Nacional – SIN, o Dec. nº 7.891/2013 estabeleceu que as concessionárias de distribuição dos sistemas isolados devem recolher recursos à CDE apenas a partir do processo tarifário subsequente à interligação, conforme regulamentação da ANEEL. 74. Pelo exposto, aplicam-se dois critérios para o rateio da quota anual da CDE - TUSD entre as concessionárias de distribuição do SIN: a manutenção da relação entre o custo unitário da CDE entre os Subsistemas S/SE/CO e N/NE, de 4,53; e a variação do mercado de cada agente. 75. A Tabela abaixo apresenta a consolidação do rateio da quota anual da CDE em 2014 e 2015, por subsistema do SIN.

Tabela 5 – Rateio da Quota Anual da CDE

76. O gráfico abaixo apresenta o impacto tarifário médio estimado da quota da CDE de 2015 nas concessionárias de distribuição de energia elétrica.

Gráfico 6 – Impacto Tarifário Médio da Quota Anual da CDE de 2015

1 “§ 3º As quotas anuais da CDE deverão ser proporcionais às estipuladas em 2012 aos agentes que comercializem energia elétrica

com o consumidor final.”



77. A quota anual da CDE é convertida em duodécimos para as concessionárias de distribuição de energia elétrica e devem ser pagas a partir de 10 de fevereiro de 2015 (competência de janeiro de 2015). Os valores das quotas anuais da CDE 2015 a serem pagas pelas concessionárias de distribuição constam da Minuta de Resolução em Anexo. 78. Quanto às permissionárias de distribuição e às concessionárias de transmissão, suas quotas nesse rateio consistem em previsão, as quais partem da premissa de que seus consumidores devam contribuir com custo equivalente àquele repassado aos consumidores das concessionárias de distribuição. De tal forma, deduz-se do custo total a ser rateado entre as concessionárias de distribuição a expectativa de arrecadação destes agentes. 79. A contribuição efetiva dos agentes de transmissão é definida mensalmente conforme procedimento da Resolução Normativa n. 427, de 22 de fevereiro de 2011, resultante da arrecadação do encargo junto aos consumidores mediante a aplicação da TUST-CDE. Este componente tarifário é definido a partir do custo unitário da CDE identificado no cálculo da quota anual do ano corrente, mas sua aplicação está concatenada com o reajuste das receitas das transmissoras, cujo ano tarifário é definido para o período de julho a junho do ano subsequente. 80. Já para as permissionárias de distribuição as quotas efetivas são definidas nos respectivos processos de reajuste ou revisão tarifária, também tendo por referência o custo unitário da CDE identificado no cálculo da quota anual do ano corrente, este aplicado ao seu mercado de referência. Tal procedimento decorre da ausência de mecanismo de compensação, a exemplo da CVA utilizada para as concessionárias de distribuição. 81. O mercado considerado para o rateio da quota anual refere-se ao período de 12 meses, compreendido entre setembro/2013 a agosto/2014, de forma semelhante ao já praticado anteriormente. As informações são obtidas no banco de dados da ANEEL (SAMP – Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica), no que se refere ao mercado dos consumidores cativos (mercado faturado), sendo que, para a identificação do mercado livre e geração própria associada, foram utilizadas informações da Câmara Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e do Operador Nacional do Sistema – ONS. 82. Para as distribuidoras dos sistemas isolados, tais como a Companhia Energética do Amapá – CEA e Amazonas Distribuidora de Energia S.A., o art. 5º do Decreto no 7.891, de 2013, estabelece que o recolhimento da CDE inicia-se somente a partir do processo tarifário subsequente à interligação. Assim, na medida em que ocorrer a efetiva interligação dessas distribuidoras ao longo de 2014, serão adotados os mesmos procedimentos aplicados na fixação das quotas para as permissionárias do sistema interligado. 83. Face ao exíguo prazo para a fixação da quota anual de 2015, que deve ser paga pelas concessionárias de distribuição em duodécimos a partir de 10 de fevereiro de 2015 (competência janeiro/2015), a área técnica recomenda a fixação em caráter provisório, das quotas anuais desses agentes, bem como pela realização de Audiência Pública, por meio de intercâmbio documental, pelo prazo mínimo de 10 dias.



IV. DO DIREITO 84. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:

a) Lei nº 10.438, de 2002;

b) Lei nº 12.111, de 2009;

c) Lei nº 12.212, de 2010;

d) Lei nº 12.783, de 2013;

e) Decreto no 4.541, de 2002;

f) Decreto nº 7.583, de 2011;

g) Decreto no 7.891, de 2013;

h) Resolução Normativa nº 427, de 2011;

i) Resolução Normativa nº 472, de 2012; e

j) Resolução Normativa nº 500, de 2012.

V. DA CONCLUSÃO 59. Do novo marco regulatório dos encargos setoriais, instituído pela MPv nº 579, de 2012, convertida na Lei nº 12.783, de 2013, destaca-se a alteração na metodologia de cálculo das quotas anuais da CDE, que tem como objetivo o equilíbrio entre a necessidade de recursos e a arrecadação do fundo. 60. Por outro lado, tal medida expõe a necessidade de aperfeiçoamento do fluxo de informações entre os gestores dos fundos setoriais e o Regulador para permitir a devida transparência da utilização dos recursos e também, com vistas ao presente processo de definição de quotas, maior certeza e conhecimento quanto à programação financeira da CDE. 61. Nesse sentido identifica-se que a elaboração de novo regulamento em substituição ao Decreto nº 4.541, de 2002 se apresenta como importante elemento no aperfeiçoamento da gestão da CDE, o que não exime a ANEEL de aprimorar seus instrumentos de fiscalização e monitoramento dos fundos setoriais. 62. Assim, no entendimento desta Superintendência, tendo em vista a novidade do presente procedimento de cálculo das quotas da CDE e a ausência de regulamentação da matéria pela ANEEL, conclui-se que o tema deverá ser objeto de Audiência Pública com vistas ao seu aperfeiçoamento.

63. Todavia, face ao exíguo prazo para a fixação da quota anual de 2015, que deve ser paga pelas concessionárias de distribuição em duodécimos a partir de 10 de fevereiro de 2015 (competência janeiro/2015), conclui-se pela fixação em caráter provisório, das quotas anuais desses agentes, bem como pela realização de Audiência Pública, por meio de intercâmbio documental, pelo prazo mínimo de 10 dias.



VI. DA RECOMENDAÇÃO

64. Pelo o exposto e do que consta do Processo nº 48500.005122/2014-91 recomenda-se:

a) A abertura de Audiência Pública, por intercâmbio documental, no período mínimo de 10 dias, de 04 a 13 de fevereiro de 2015, a fim de colher subsídios e informações adicionais à definição do Orçamento da CDE de 2015;

b) fixação, em caráter provisório, das quotas anuais da CDE de 2015 que serão pagas por todos os agentes do SIN por meio de encargo tarifário a ser incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica;

c) fixação, em caráter provisório, das quotas anuais da CDE correspondentes à devolução dos recursos repassados às concessionárias de distribuição de energia elétrica no período de janeiro de 2013 a janeiro de 2014, em atendimento ao disposto no art. 4º-A do Decreto nº 7.891/2013, a serem pagas mediante encargo tarifário a ser incluído nas tarifas de energia elétrica; e

d) adequação do Módulo 7 do PRORET, a fim de considerar a quota anual da CDE relativa aos artigos 4º-A e 4º-C do Dec. 7.891/2013 na componente Encargos da Tarifa de Energia – TE, o que poderá ser feito quando da conclusão Audiência nº 48/2014, que trata do aprimoramento da metodologia de estrutura tarifária das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

NÁDIA MAKI

CAMILA FIGUEIREDO BONFIM LOPES

Especialista em Regulação Especialista em Regulação

GRABRIEL DE JESUS AZEVEDO BARJA Especialista em Regulação

De acordo,

DAVI ANTUNES LIMA Superintendência de Gestão Tarifária

CHRISTIANO VIEIRA DA SILVA Superintendência de dos Serviços de Geração

Documents

Nota Técnica nº 014/2015-SGT/SRG/ANEEL. Em 19 de janeiro ......cobertos pela Conta de Consumo de Combustíveis – CCC), conforme Lei nº 12.111, de 2009, e assumiu objetivos similares