Nota Técnica nº 103/2014 SEM/ANEEL · (Fl. 4 da Nota Técnica no 103/2014 – SEM/ANEEL, de 09/10/2014) * A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais

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

Nota Técnica nº 103/2014–SEM/ANEEL

Em 09 de outubro de 2014.

Processo: 48500.004563/2014-76 Assunto: Alterações nas Regras de

Comercialização de Energia Elétrica - versão 2015.1.0.

I. DO OBJETIVO

1. Esta Nota Técnica tem por objetivo propor a instauração de audiência pública, na modalidade Intercâmbio Documental, para colher subsídios às propostas de alteração nas Regras de Comercialização de Energia Elétrica – REGRAS, apresentadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE (Versão 2015.1.0), com validade a partir de janeiro de 2015.

II. DOS FATOS

2. Por meio das Resoluções Normativas (REN) 428, de 15/03/2011, 456, de 18/10/2011, e 511, de 23/10/2012, foram aprovados 23 módulos que compõem as REGRAS aplicáveis ao Novo Sistema de Contabilização e Liquidação (NSCL).

3. As Resoluções Normativas 578, de 11/10/2013, 601, de 04/02/2014 e 619, de 01/07/2014, promoveram recentes alterações nas REGRAS.

4. Em 11/04/2014, a CCEE encaminhou a Correspondência CT-CCEE-0911/2014, por meio da qual informou que vem aplicando a atualização do CVU Estrutural para empreendimentos a cavaco de madeira, conforme 3º do Art. 5º da Portaria MME 46/2007, por meio de Mecanismo Auxiliar de Cálculo – MAC, dado que essa atualização não consta na REGRA vigente.

5. Em 06/08/2014, a CCEE encaminhou a Correspondência CT-CCEE-1968/2014, contendo nova proposta de REGRAS, versão 2015.1.0, que contempla determinações regulatórias e aprimoramentos, a vigir a partir de 2015, na forma dos seguintes módulos:

a) Medição Contábil;

b) Garantia Física;

c) Contratos;

d) Comprometimento de Usinas (desmembrado do módulo de antigo módulo de “Ressarcimento”);

e) Consolidação de Resultados;

f) Liquidação;

(Fl. 2 da Nota Técnica no 103/2014 – SEM/ANEEL, de 09/10/2014)


g) Penalidade de Energia;

h) Penalidade de Potência;

i) Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST;

j) Reajuste dos Parâmetros da Receita de Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR), (Desmembrado do antigo modulo de “Reajuste de Receita de Venda de CCEAR);

k) Receita de Venda de CCEAR (Desmembrado dos antigos módulos de “Reajuste de Receita de Venda de CCEAR” e “Ressarcimento”);

l) Contratação de Energia de Reserva; e

m) Votos e Contribuição Associativa

III. DA ANÁLISE

6. As REGRAS constituem o conjunto de comandos operacionais e comerciais e suas formulações algébricas que possibilitam a contabilização e liquidação da energia elétrica comercializada no âmbito da CCEE. As formulações algébricas, uma vez implementadas no NSCL, viabilizam o processo de contabilização e liquidação financeira das operações de compra e venda de energia elétrica realizadas na Câmara. Também fazem parte das REGRAS os fundamentos que descrevem e explicam tais formulações algébricas.

7. As REGRAS relativas às matérias tratadas nesta Nota Técnica, apresentadas nas seções seguintes, podem ser subdivididas da seguinte forma:

a) Determinações Regulatórias

i. Da alteração da base de valoração da multa por descumprimento de obrigações relativas a dados de medição anemométrica e climatológica (base anual da Receita Fixa para base mensal);

ii. Do CVU estrutural para Demais Fontes;

iii. Do tratamento da potência associada dos CCEARs por Quantidade do 10º e do 11º LEN, do 2º LFA e do 3º Leilão de Fontes Estruturantes;

iv. Da inclusão da obrigação de atendimento a 100% do mercado de potência das Distribuidoras e dos Consumidores;

v. Do tratamento de usinas com mais de um CVU e comprometidas com CCEARs (CVU para cálculo do encargo distinto do CVU do CCEAR para fins de RRV);

vi. Da inclusão do 5º Leilão de Energia de Reserva (Eólica) (Início de Suprimento 01.09.2015); e

vii. Da destinação de Excedentes de Recursos Financeiros da CONER.

viii. Do tratamento aos CCEARs por quantidade de usinas na condição de apta.



b) Aprimoramentos

i. Do agrupamento das Regras dos Leilões de Energia de Reserva (LER), Fonte Biomassa e PCH;

ii. Da reorganização dos assuntos do módulo de Ressarcimento e Reajuste da Receita de Venda (Dados de Comprometimento, reajustes, receita de venda e ressarcimentos);

iii. Da consolidação dos recursos e requisitos dos agentes no cálculo de votos e de contribuição associativa;

iv. Da inclusão de usinas hidráulicas (PCHs) no tratamento da perda de desconto por ultrapassagem de potência injetada;

v. Da inclusão de possibilidade de alteração da forma de faturamento dos Contratos de energia de Reserva (CER), quando da ampliação da usina; e

vi. Da exclusão do limite mínimo de sazonalização da garantia física.

III. 1. Das determinações regulatórias

III.1.1 Da alteração base de valoração da multa por descumprimento de obrigações relativas a dados de medição anemométrica e climatológica (base anual da Receita Fixa para base mensal)

8. Pelo Despacho 2.178, de 01/07/2014, a ANEEL declara que o descumprimento da obrigação de realizar medições anemométricas e climatológicas, prevista nos CCEARs e nos CERs associados a centrais geradoras eólicas, envolve os aspectos de não implantação de medidores no prazo estabelecido, ausência de envio dos dados coletados para a Empresa de Pesquisa Energética – EPE e inobservância do padrão definido para coleta e transmissão de dados.

9. Adicionalmente, altera a base de aplicação da multa pelo descumprimento, de modo a considerar 1% da receita de venda mensal e não mais 1% da receita de venda anual.

10. Para a CCEE, o percentual definido pelo referido Despacho é considerado para multas efetivamente aplicadas a partir da data de sua publicação, ainda que a apuração tenha sido efetuada em período anterior.

11. Pelo Ofício 393/2014-SEM/ANEEL, de 05/09/2014, a SEM concorda que a aplicação da multa deve ser imposta a partir da data da publicação do Despacho 2.178/2014. Porém, no entendimento da SEM, embasado no Parecer 0609/2013/PGE-ANEEL/PGF/AGU1, de 10/12/2013, efeitos são válidos 1 Parecer elaborado para o assunto “ Alteração de cláusula de penalidade por não entrega de energia no âmbito dos contratos dos

1º e 3º leilões de energia de reserva.”

(...)

“Item 32. Desse modo, entende-se que, caso a Diretoria decida modificar a cláusula de penalidade dos contratos do 1º e 3º LER, a mesma poderá retroagir, porque mais benéfica, atingindo todas as situações não consolidadas, sendo essas entendidas como aquelas em que a penalidade foi aplicada e quitada, sem que exista contestação em curso.”



retroativamente para situações não consolidadas, sendo a situação de consolidada entendida como aquela em que a multa/penalidade foi aplicada e quitada, sem que exista contestação em curso.

12. Nessa linha, entende-se pertinente que essas situações transitórias sejam realizadas pela CCEE via Mecanismo Auxiliar de Cálculo – MAC.

13. Outro ponto que merece destaque diz respeito à abrangência do Despacho 2.178/2014.

14. Pela Carta CT-CCEE – 2027, de 05/8/2014, a CCEE questionou a abrangência do Despacho 2.178/2014, destacando que os CCEARs decorrentes do 2º Leilão de Fontes Alternativas – LFA contém obrigação de início das medições anemométricas e climatológicas sem determinar multa para o respectivo descumprimento, nos termos da cláusula 6.11. Concluiu a CCEE que a multa em questão não seria aplicável ao vendedores desses contratos e assim encaminhou as REGRAS para alteração.

15. Pelo Ofício 393/2014-SEM/ANEEL, de 05/09/2014, a SEM manifestou-se no sentido de que o comando constante do Despacho se refere a descumprimento da obrigação de realizar medições anemométricas e climatológicas, prevista nos CCEARs e nos CERs associados a centrais geradoras eólicas. Entende a SEM que a determinação é, suficientemente genérica para ser estendida a todos os contratos, incluindo aqueles nos quais não consta explicitamente a cláusula de penalidade relacionada.

16. Além disso, ressaltou a SEM que o voto do Relator quando determina a elaboração de minuta de termo aditivo ao CCEAR e ao CER para adequar as disposições contratuais ao disposto na decisão (“i”- medição anemométrica envolve a implantação de medidores no prazo estabelecido, ausência de envio dos dados coletados para a Empresa de Pesquisa Energética – EPE e inobservância do padrão definido para coleta e transmissão de dado; e “ii” alterar a base de aplicação da multa pelo descumprimento referido no item “i”, de modo a considerar 1% da receita de venda mensal do dispositivo de Voto), alcança também as usinas vendedoras do 2º LFA.

17. Assim, no entendimento da SEM, a proposta de REGRA encaminhada deve ser alterada para incluir, como passíveis de recebimento de multa pelo descumprimento da obrigação em questão, também os vendedores de CCEARs do 2º LFA.

III.1.2 Do Custo Variável Unitário - CVU estrutural para Demais Fontes – Portaria MME 46/2007

18. Depreende-se da Nota Técnica 070/2011–SEM/ANEEL, que um ponto de destaque na aprovação do módulo de Reajuste da Receita de Venda de CCEAR do NSCL foi a inclusão do cálculo do CVU estrutural dos empreendimentos que negociaram energia nos LEN realizados a partir de 2007 (Anexo VII do módulo), ou seja, a partir da publicação da Portaria MME 42/2007. Na ocasião entendeu-se pertinente um esclarecimento da necessidade desse cálculo e da origem do conceito.

19. Antes da publicação da referida portaria, o CVU dos empreendimentos termelétricos eram reajustados anualmente, em datas definidas em cada contrato específico. A Portaria 42/2007 inovou, ao determinar que o custo do combustível embutido no CVU da usina deve ser reajustado sempre que houver despacho da parte flexível da usina, com base no preço do combustível no mês anterior ao do despacho. Dessa forma, o CVU é reajustado mensalmente, conforme critérios definidos na Portaria, para fins de despacho da usina pelo ONS, e é comumente chamado de CVU conjuntural.



20. Porém, para utilização no modelo NEWAVE, que considera um horizonte de 60 meses, optou-se pela utilização do CVU denominado estrutural, calculado conforme os critérios constantes da Portaria 46/2007, no intuito de se obter um valor de médio prazo, já que, nesse caso, o cálculo considera um horizonte de doze meses para os leilões ocorridos em 2007 e 2008 e de dez anos para os leilões ocorridos a partir de 2009. Em suma, o CVU conjuntural é utilizado no modelo DECOMP e nos dois primeiros meses do modelo NEWAVE. Nos meses restantes do NEWAVE, é utilizado o CVU estrutural.

21. Após esse resumo da diferenciação entre o CVUs conjuntural e estrutural, cabe focar na alteração de REGRA, objeto desse item.

22. Na ocasião da aprovação da primeira versão do módulo de Reajuste da Receita de Venda de CCEAR do NSCL, somente foi incluída nas REGRAS o CVU Estrutural para a condição de apuração para os combustíveis utilizados por empreendimentos que negociaram nos certames até então realizados, conforme § 1º do art. 5º da Portaria MME 46/2007, que remete aos combustíveis relacionados na Portaria MME 42/2007, quais sejam: (i) gás natural, para empreendimentos não enquadrados no Programa Prioritário de Termeletricidade – PPT, (ii) óleo combustível do tipo Alto Teor de Enxofre – ATE, (iii) óleo combustível do tipo Baixo Teor de Enxofre – BTE, (iv) óleo diesel, (v) carvão mineral importado e (vii) coque de petróleo.

23. Tendo em vista que o cálculo do CVU estrutural se dá para todos os empreendimentos despachados que possuem previsão de entrada em operação comercial no horizonte do NEWAVE, os empreendimentos relacionados ao 16 º LEN e 18º LEN, cujos inícios de suprimento ocorrerão em 01.01.2018 e 01.05.2018, respectivamente, já se enquadram em tal condição.

24. Considerando que dentre os vencedores dos leilões citados, encontram-se usinas com CVU não nulo, cuja fonte é cavaco de madeira, e, portanto, não abrangida pelas condições até então implementadas nas REGRAS, faz-se necessário incluir no módulo de Reajuste de Parâmetros da Receita de CCEARs, o cálculo do CVU estrutural para os empreendimentos de que trata o § 3º do art. 5º da Portaria MME 46/2007, como segue:

§ 3º Para os demais empreendimentos de geração, o Ccomb a ser utilizado no

cálculo do CVU de referência será o valor informado pelo empreendedor no

momento do requerimento do Cadastramento e da Habilitação Técnica, expresso em

R$/MWh, correspondente ao mês anterior ao da Portaria que irá definir o início do

Cadastramento. (NR). (Incluído pela PRT MME 175 de 16.04.2009)

25. Essa alteração se concentra principalmente na inclusão da seguinte linha de comando:

52. Para os empreendimentos de geração termelétrica relacionados no §3º do art.

5º da Portaria MME nº 46, de 9 de março de 2007, a parcela atualizada do CVU

Estrutural, vinculada ao custo com combustível dos empreendimentos é obtida

através do produto do fator de conversão de combustível pelo preço do combustível

da usina, de acordo com a seguinte equação:

Onde:

CVU_E_COMB_Ap,t,l,m é o CVU Estrutural Atualizado vinculado ao custo com Combustível, da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”



CVU_COMBp,t,l é o CVU vinculado ao custo do Combustível da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do

leilão “l”

III.1.3 Do tratamento da potência associada dos CCEARs por Quantidade do 10º e do 11º LEN, do 2º LFA e do 3º Leilão de Fontes Estruturantes;

26. No âmbito da Audiência Pública 124/2013, referente às REGRAS, versão 2014.1.0, a SEM, por meio da Nota Técnica 003/2014, de 29/01/2014, avaliou, além das contribuições recebidas, os pedidos formulados anteriormente à referida Audiência Pública acerca da apuração da penalidade por insuficiência de lastro de potência, especificamente para fonte eólica proveniente do 2° LFA.

27. Conforme apresentado na referida Nota Técnica, foi verificada a inconsistência das REGRAS no módulo de Penalidade de Potência, e a necessidade de sua adequação para atender as disposições contratuais deste Leilão, que estabeleceu o vínculo entre a potência associada do contrato à potência de referência da usina, sendo até então o único contrato em suprimento com tal disposição.

28. Na prática, a redação do CCEAR do 2º LFA não enseja aplicação de penalidade ao vendedor, na parcela do comprometimento da usina no ACR, uma vez que estabelece como requisito (potência associada) o exato montante de seus recursos (potência de referência), essa calculada nas REGRAS. Nesse sentido, foi determinada a suspensão da aplicação das penalidades apuradas para todas as fontes do 2° LFA, na proporção da insuficiência decorrente exclusivamente do CCEAR firmado nesse leilão. Entretanto, torna-se necessário a aferição da penalidade de lastro de potência, pois parcela da usina pode estar contratada no ACL e também pela necessidade de apurar a potência associada que confere lastro ao comprador.

29. Assim, considerando a necessidade de adequação das REGRAS, a CCEE realizou levantamento das disposições contratuais referente à potência associada de todos os CCEARs de Leilões de Energia Nova - LEN, apresentados na Tabela 1, Leilões de Energia Existente – LEE, apresentado na Tabela 2, Leilões de Fonte Alternativa – LFA, apresentado na Tabela 3, e Leilões de Empreendimentos Estruturantes, apresentado na Tabela 4.

30. Dessa forma, verifica-se que somente os CCEARs do 10°, 11° LEN, 2° LFA e do Leilão de Belo Monte possuem a disposição da potência associada vinculada à potência de referência da usina, motivo pelo qual a CCEE propõe a adequação das REGRAS para esses CCEARs.



Tabela 1 – Potência associada dos CCEARs dos LEN.

LEN / CCEAR QUANT DISP/CVU DISP/BIO DISP/EOL 1º EC2 / 0,66 DISP MÁX3 x COMPR4 DISP MÁX x COMPR -

2º EC / 0,66 DISP MÁX x COMPR DISP MÁX x COMPR -


4º - DISP MÁX x COMPR - -

5º EC / 0,66 DISP MÁX x COMPR - -

6º - DISP MÁX x COMPR - -


8º EC / 0,66 - DISP MÁX x COMPR -

9º - - - -

10º POT_REF5 x COMPR - - -

11º POT_REF x COMPR - - -

12º EC x 1,5 DISP MÁX x COMPR DISP MÁX x COMPR EC x 1,5

13º EC x 1,5 - DISP MÁX x COMPR EC x 1,5

14º - - - -

15º EC x 1,5 - - EC x 1,5

16º EC x 1,5 - EC x 1,5 -

17º - - - EC x 1,5

18º EC x 1,5 DISP MÁX x COMPR EC x 1,5 EC x 1,5

19º EC x 1,5 DISP MÁX x COMPR DISP MÊS x COMPR 0%

Tabela 2 – Potência associada dos CCEARs dos LEE.

LEE / CCEAR QUANT DISP/CVU DISP/BIO (s/CVU) 1º EC / 0,66 - -

2º EC / 0,66 - - 3º EC / 0,66 - - 4º EC / 0,66 - - 5º EC / 0,66 - - 6º EC / 0,66 - - 7º EC / 0,66 - - 8º EC / 0,66 DISP MÁX x COMPR - 9º - - - 10º EC x 1,5 - - 11º EC x 1,5 - - 12º EC x 1,5 - - 13º EC x 1,5 DISP MÁX x COMPR DISP MÊS x COMPR

2 Energia Contratada. 3 Disponibilidade Máxima. 4 Fator de comprometimento da usina. 5 Potência de Referência



Tabela 3 – Potência associada dos CCEARs dos LFA.

LFA / CCEAR QUANT DISP/BIO (s/CVU) DISP/EOL 1º EC / 0,66 DISP MÁX x COMPR DISP MÁX x COMPR

2º POT_REF x COMPR POT_REF x COMPR POT_REF x COMPR

Tabela 4 – Potência associada dos empreendimentos estruturantes.

STO ANTONIO JIRAU BELO MONTE EC / 0,66 EC / 0,66 POT_REF x COMPR

31. Ademais, há que se ressaltar que a potência associada é critério utilizado como limite para a modulação dos CCEARs, conforme disposto em cláusula específica de cada contrato apresentada abaixo:

6.5. A MODULAÇÃO da ENERGIA CONTRATADA para cada PERÍODO DE COMERCIALIZAÇÃO de cada MÊS CONTRATUAL, respeitados os limites de POTÊNCIA ASSOCIADA, deverá ser realizada pelo SCL em conformidade com as REGRAS e PROCEDIMENTOS de COMERCIALIZAÇÃO aplicáveis.

32. Dessa forma, para os contratos cuja potência associada é a potência de referência da usina e, portanto, que não possuem um valor de potência associada pré-determinado, tornam-se necessário os cálculos, tanto da potência de referência, quanto da potência associada, antes da realização da modulação dos contratos.

33. Assim, o valor de potência associada desses contratos pode assumir valores horários distintos, a depender da potência de referência da usina, enquanto para os demais contratos se tem um dado de entrada que é um valor mensal fixo, conforme disposição contratual, a ser distribuído nas horas de um determinado mês.

34. Como bem destacou a CCEE, poderá haver situações na qual a quantidade de energia modulada, considerando a limitação à potência associada, não será suficiente para atender à quantidade mensal contratada. Nesses casos, a CCEE propõe que a modulação seja realizada de forma uniforme ao longo do mês, ou seja, flat.

35. Para atender essas adequações foram deslocados diversos cálculos, antes realizados no módulo de Penalidade de Potência, para os módulos Medição Contábil, Contratos e Comprometimento de Usinas (nova denominação para parte do módulo Ressarcimento). Tais alterações estão apresentadas no Descritivo Conceitual da CCEE.

III.1.4 Da inclusão da obrigação de atendimento a 100% do mercado de potência das Distribuidoras e dos Consumidores



36. De acordo com o § 2º do art. 3º do Decreto 5.163/20046, estavam previstas inicialmente para 2010 a aferição e a aplicação de penalidade pelo não atendimento de 100% dos mercados de potência de agentes de distribuição, consumidores livres e especiais.

37. Diante das contribuições apresentadas pelos agentes na Audiência Pública – AP 035/2009, ao regulamentar o referido parágrafo, a ANEEL emitiu a REN 385, de 08/12/2009, estabelecendo que a insuficiência de lastro de potência para os agentes de consumo seria apurada, sem aplicação de penalidade, até a contabilização do mês de setembro de 2010.

38. Posteriormente, em 29/09/2010, foi publicado o Decreto 7.317, de 2010, incluindo o § 5º ao art. 3º do Decreto 5.163/2004, isentando de penalidades, até 2014, os agentes de consumo por descumprimento da obrigação de atendimento a cem por cento de seus mercados de potência por intermédio de contratos registrados na CCEE.

39. Em 28/7/2014, a Diretoria da ANEEL encaminhou o Ofício 118/2014 DR/ANEEL ao MME relatando que, mesmo após as discussões realizadas à época da AP 035/2009, devido a sua complexidade conceitual, e principalmente, pelo impacto financeiro relevante sobre os agentes, questões importantes ainda necessitam ser estudadas de maneira mais aprofundada, e percorrem os seguintes temas:

(i) necessidade de haver possibilidade de aquisição de lastro de potência pelas distribuidoras;

(ii) participação das distribuidoras no mercado de potência na “ponta vendedora”;

(iii) definição do tratamento tarifário aplicável à aquisição de potência;

(iv) criação de mecanismo de compensação de sobras e déficits de potência entre distribuidoras; e

(v) necessidade de analisar aspectos jurídicos/tributários sobre a possibilidade dos agentes de consumo atuarem na “ponta vendedora” (negociação de sobras de lastro de potência).

40. O referido ofício é finalizado apontando a necessidade de aprimoramentos para a aferição e aplicação da penalidade por insuficiência de lastro de potência para os agentes de consumo e sugere alteração do Decreto 5163/2004 para retirar o prazo determinado (2014) e sugerindo que a regulamentação da matéria seja direcionada para a ANEEL.

41. Embora o tema esteja sendo analisado pelo MME, em cumprimento ao dispositivo, a CCEE submeteu à apreciação da ANEEL proposta de metodologia para apuração de insuficiência de lastro de potência de agentes de consumo.

6 Art. 3º As obrigações de que tratam os incisos do caput do art. 2º serão aferidas mensalmente pela CCEE e, no caso de seu

descumprimento, os agentes ficarão sujeitos à aplicação de penalidades, conforme o previsto na convenção, nas regras e nos procedimentos de comercialização. (...)

§ 2º Até 2009, as obrigações de que tratam os incisos II e III do caput do art. 2º serão aferidas apenas no que se refere à energia.



42. O conceito associado à forma de apuração aplicada aos agentes vendedores, utilizado desde 2006, foi estendido aos agentes de consumo, de modo que será promovida uma comparação entre recursos e requisitos desses agentes somente nas horas de patamar de carga pesada, sendo a potência obtida da média horária da energia adquirida/consumida no referido patamar.

43. A verificação de insuficiência de lastro de potência, para os agentes vendedores, não produz, no primeiro momento, a aplicação de penalidade, pelo fato de que é permitido aos agentes “deficitários”, após essa verificação preliminar, iniciar uma negociação bilateral para aquisição de potência (energia no patamar de carga pesada em um determinado período de apuração) de agentes “superavitários”. Após a realização dessa negociação bilateral, verifica-se qual o nível final de insuficiência de lastro de potência para fins de aplicação de penalidade.

44. Vale destacar que pela proposta de REGRA apresentada, os agentes de consumo estão impedidos de participar da negociação bilateral, pois não podem atuar “na ponta vendedora”, em consonância com a regulamentação vigente. No caso dos agentes de distribuição, eles não podem participar nem “na ponta vendedora”, nem “na ponta compradora”, pois a sua compra de energia e potência deve se dá no Ambiente de Contratação Regulada - ACR.

45. Por fim, caso não haja alteração do Decreto 5.163/2004, verifica-se adequado estabelecer, conforme a REN 385/2009, um prazo7 (nove meses), contados a partir da implementação das REGRAS (jan/2015), para que seja iniciado o processo de aplicação de penalidade. Nesse período, a CCEE deverá disponibilizar mensalmente, para os agentes de consumo os valores decorrentes dessa apuração.

III.1.6. Do tratamento de usinas com mais de um CVU e comprometidas com CCEARs (CVU para cálculo do encargo distinto do CVU do CCEAR para fins de RRV)

46. Por meio dos Despachos 494/2012, 1.919/2013 e 3.551/2013 do Superintendente de Regulação dos Serviços de Geração – SRG, a ANEEL autorizou o ONS a utilizar os Custos Variáveis Unitários – CVUs definidos nos respectivos Despachos, para fins específicos da programação do despacho por razão elétrica, quando da operação das usinas na configuração de ciclo aberto, ciclo aberto em carga reduzida ou ciclo combinado em carga reduzida, a depender da usina. Também foi determinado que o ONS informe a CCEE, para a devida contabilização dos valores, a configuração utilizada, os montante de geração e o período de despacho, quando utilizar os CVUs de que tratam estes Despachos.

47. Conforme depreendido das respectivas Notas Técnicas que subsidiaram os Despachos e do Ofício 300/2013-SRG/ANEEL, de 05/12/2013, a aplicação de um CVU distinto do contratado para determinadas usinas, se justifica pela eventual necessidade de atendimento à demanda máxima do sistema, a ser realizado pelo acionamento de usinas termelétricas fora da ordem de mérito de custo econômico, e por considerar que em determinadas situações é mais econômico acionar termelétricas que operam em ciclo combinado, mesmo que fora de sua melhor eficiência, o que resulta em um maior custo variável de operação, e, portanto, deve ser ressarcido.

7 “Art. 4º A insuficiência de lastro de potência para os agentes de consumo será apurada, sem aplicação de penalidade, até a contabilização do mês de setembro de 2010.”



48. O despacho de usinas térmicas fora da ordem de mérito econômico para atendimento da ponta do sistema é classificado como uma restrição de operação elétrica denominado por constrained on. Nessa situação, como o CVU da usina é maior que o PLD, a parcela do custo de geração não remunerada pelo PLD é remunerada via Encargo de Serviço de Sistema – ESS. Dessa forma, o ESS é calculado com base na quantidade de energia gerada multiplicado pela diferença entre CVU e PLD, que é rateada por todos os agentes de consumo do Sistema Interligado Nacional – SIN.

49. Pelas REGRAS vigentes, para as usinas comprometidas com CCEARs até 2011, na situação de constrained on, toda a geração da usina é alocada para atendimento do contrato. Assim, as Distribuidoras liquidam essa energia no MCP valorada ao PLD, e remuneram os geradores via receita de venda do CCEAR, considerando o CVU estabelecido no respectivo contrato. Para assegurar a neutralidade da posição financeira das distribuidoras, essas fazem jus ao recebimento do ESS no MCP.

50. Ocorre que o acrônimo utilizado para apuração do encargo é o Custo Declarado – INC, informado pelo ONS, que, via de regra, é idêntico ao CVU estabelecido no CCEAR, com exceção das condições acima já mencionadas, e considerando os valores definidos nos Despachos supracitados. Tal tratamento tem sido atualmente operacionalizado via MAC, haja vista que as REGRAS vigentes resultam em um ganho indevido para os distribuidores sem o respectivo repasse na receita de venda, pois o INC nesses casos é maior que o CVU do CCEAR.

51. Assim, com vistas a operacionalizar o correto tratamento nas REGRAS para a situação específica, na qual as usinas que operam para o atendimento das condições de restrição de operação por constrained on, na configuração de ciclo aberto, ciclo aberto em carga reduzida ou ciclo combinado em carga reduzida, a depender da usina, conforme Despachos supracitados, foi introduzido ajuste na equação algébrica da Linha de Comando 4 no Módulo Consolidação de Resultados para se retirar esse ganho indevido das Distribuidoras e o respectivo repasse aos geradores.

52. Há que se ressaltar que a proposta da CCEE prevê a realização do cálculo tanto na condição de operação da usina por restrição de operação por razão elétrica quanto na condição de segurança energética, o que não está previsto nos Despachos da SRG, tampouco faz sentido do ponto de vista de minimização do custo de operação. Dessa forma, deverá ser retirada tal previsão dada pelo Fator do encargo por Razões de Segurança Energética – F_SEG_ENER na linha de comando 4.3.1 do Módulo Consolidação de Resultados.

III.1.7. Da inclusão do 5º Leilão de Energia de Reserva (Eólica) (Início de Suprimento 01.09.2015)

53. Pela Portaria MME 132, de 25/04/2013, foi atribuída à ANEEL a obrigação de realizar, direta ou indiretamente, o leilão para Contratação de Energia de Reserva, denominado nesta Nota Técnica 5º LER, para início de suprimento de energia elétrica em 1º/9/2015. Esse leilão foi realizado pela CCEE em 23/08/2013, quando foi negociada, exclusivamente, energia elétrica proveniente de fonte eólica.

54. Dado que o início de suprimentos dos contratos decorrentes desse leilão se dará no dia 1º/9/2015, a CCEE propôs a inclusão do tema nos módulos indicados, considerando as seguintes particularidades em comparação ao LER anterior:

a) extinção do dispositivo de reconciliação contratual (processo da revisão do montante contratado, a partir do segundo quadriênio); e



b) alteração da valoração do ressarcimento quadrienal, ocasionado pela geração abaixo do montante contratado, para preço de venda atualizado majorado em 6%;

55. Essas características estão em conformidade com a Nota Técnica 080/2013-SEM/ANEEL, de 11/06/2013, que embasou o processo de aprovação da minuta do 5º CER:

“18. Mais especificamente, a minuta de CER é muito semelhante à do 4º LER de 2011, à exceção de alguns poucos ajustes, realizados em decorrência de comandos oriundos da Portaria MME 132/2013, descritos a seguir:

i. não previsão do processo de reconciliação contratual, isto é, de revisão do montante contratado a partir do segundo quadriênio; e

ii. penalização da produção abaixo da energia contratada, considerando a margem de tolerância. Ao final de cada quadriênio, o saldo residual negativo deverá ser ressarcido à CONER, em doze parcelas mensais no primeiro ano contratual do quadriênio em curso, valorado ao preço vigente do CER, acrescido de seis por cento.”

56. Além da inclusão do 5º LER, a CCEE realizou correções pontuais no processo de apuração quadrienal no módulo de Contratação de Energia de Reserva e a inclusão do Mecanismo de Cessão Quadrienal, conforme destacadas no Descritivo Conceitual.

57. Sobre a inclusão do Mecanismo de Cessão Quadrienal de usinas Eólicas, inserido no Anexo II, do módulo de Contratação de Energia de Reserva, considera-se o que segue.

58. Os CERs comprometidos com usinas eólicas possuem cláusula específica para tratar a Cessão e Aquisição de Energia entre os agentes vendedores. Os primeiros CERs de eólica, resultaram do 2º LER e tiveram seu início de suprimento em julho de 2012, tendo o término do seu primeiro quadriênio em junho de 2016. Dessa forma a CCEE aproveitou a oportunidade de implementação do 5º LER para incluir no nesse escopo de alteração de REGRAS para incluir o Mecanismo de Cessão Quadrienal de usinas eólicas para todos os LERs realizados.

59. Em linhas gerais, os CERs estabelecem que a critério exclusivo do vendedor, parcela da energia gerada poderá ser cedida a outro vendedor do mesmo Leilão, comprometido com contratação de energia de reserva proveniente da mesma fonte, conforme disciplina estabelecida em regras e procedimentos de comercialização. Destaca-se que o montante associado à cessão será considerado na definição das receitas variáveis e no saldo acumulado da conta de energia para início do quadriênio seguinte,

60. Esta opção de cessão e aquisição de energia só será permitida ao final de cada quadriênio e estará condicionada à verificação de saldo positivo da conta de energia ao final do quadriênio.

61. Conforme relata a CCEE no descritivo conceitual, a proposta de REGRA considera as seguintes premissas:

a) “A negociação no mecanismo ocorre após a contabilização do último mês do quadriênio no MCP, de forma que seu resultado seja considerado na apuração quadrienal no âmbito da apuração da Contratação de Energia de Reserva. Por esse motivo, alguns acrônimos devem ser



calculados novamente de forma preliminar, ter o momento do cálculo alterado, a fim de determinar os montantes passíveis de cessão e montantes passíveis para aquisição de cessão.”

b) “A cessão na modalidade de energia, prevista para a fonte eólica, será somente entre usinas do mesmo leilão, obedecendo as condições contratuais, não sendo passíveis de reprocessamento e sem a necessidade de repasse de energia no MCP, visto que o resultado é atribuído sempre à CONER.”

c) “Somente poderão ceder/adquirir energia neste mecanismo as usinas que apresentarem saldo positivo/insuficiência, respectivamente, na apuração quadrienal.”

d) “Antes do registro das cessões, o agente que apresenta saldo positivo em sua conta de energia poderá informar o Fator de Repasse, que determina o montante do saldo que será destinado ao saldo do quadriênio seguinte e por esse motivo limitará a quantidade passível de cessão.”

62. No geral a REGRA proposta está condizente com os preceitos dos CERs, com exceção à definição do fator de repasse definido quadrienalmente pelo vendedor (FR). Nos CERs, esse fator pode variar de 0% a 100%, em intervalos de 1%, pois previa-se que o agente faria uma única cessão informando o montante por percentual. No entanto, visando flexibilizar para o agente, na REGRA o mecanismo de cessão foi desenvolvido com a possibilidade de cessão para vários agentes, a partir da informação dos montante em energias a serem cedidos e não a partir de um percentual. Nessa linha, esse fator será calculado a partir dos referidos montantes de energia, possuindo o máximo número de casas decimais para refletir os valores registrados de cessões.

III.1.8. Da destinação de Excedentes de Recursos Financeiros da CONER

63. A REN 337, de 11/11/2008, estabeleceu as disposições relativas à contratação de energia de reserva e aprovou o modelo do Contrato de Uso da Energia de Reserva – CONUER.

64. Por meio das Resoluções Normativas 606/2014 e 613/2014, a ANEEL promoveu as seguintes modificações na REN 337/2008: (i) restituição dos excedentes aos Usuários de Energia de Reserva, com exceção dos Agentes inadimplentes na liquidação de Energia de Reserva; (ii) alteração do percentual do Fundo de Garantia para 50%; (iii) restituição lançada a crédito na liquidação do MCP, com vistas a não considerar o excedente na determinação do percentual de participação do rateio de inadimplência.

65. Desde as modificações supracitadas, já foram restituídos aos Usuários de Energia de Reserva (Distribuidores, Consumidores Livres e especiais e Autoprodutoras na sua parcela de carga) mais de 2,2 Bilhões de Reais (78% desse valor aos Distribuidores), com cobrança de Encargo de Energia de Reserva – EER de apenas 85 Milhões de Reais.



66. A título ilustrativo, seguem, na Tabela 5, os valores da apuração8 realizada no mês de setembro (mês M), referente ao mês de agosto (M-1), e os respectivos acrônimos das REGRAS. A essência da sistemática do cálculo manual já consolidado foi mantida, com a diferença no Módulo de que a restituição possui duas parcelas: uma referente ao excedente da CONER (RES_EXCD_CONER) e outra ao excedente proveniente do ACER (RES_EXCD_ACER).

Tabela 5 – Valores da apuração realizada no mês de setembro (mês M), referente ao mês de agosto (M-1), e os respectivos acrônimos das REGRAS

67. O somatório dos RES_EXCD_CONER e dos RES_EXCD_ACER no mês de apuração setembro/2014 resultaria, por exemplo, nos R$801 Milhões expostos na Tabela 5.

68. Além disso, a SEM retificou9 o cálculo da Estimativa de Pagamentos Futuros de Energia de Reserva (ESTM_PFER) proposta pela CCEE, constante da seção 4.3.2 do “Contratação de Energia de Reserva”, com objetivo de manter o cálculo já consolidado e mais conservador que o proposto pela Câmara.

69. Entretanto, vale ressaltar que a cobrança de EER é regra na REN 337/2008 e o excedente financeiro exceção, e, dessa forma, o cálculo de acrônimo ESTM_PFER é apenas uma tentativa de minimizar a cobrança do EER num contexto de restituições frequentes sem, contudo, ter o condão de sempre evitá-lo.

8 Os números SICNet das Cartas CT-CCEE enviadas à ANEEL com as apurações mensais dos excedentes financeiros são: 48513.010338/2014-00, 48513.014912/2014-00, 48513.018230/2014-00, 48513.022220/2014-00, 48513.024122/2014-00, 48513.028167/2014-00 e 48513.031037/2014-00)

9

foi substituída por



70. Todas as modificações foram materializadas nos Módulos “Contratação de Energia de Reserva” e “Consolidação de Resultados”, valendo destacar, respectivamente, o anexo III (4.3) e a seção 2.5 .

III.1.9 Do tratamento aos CCEARs por quantidade de usinas na condição de apta

71. Trata-se de proposta da SEM para inclusão nas REGRAS de tratamento a ser conferido às usinas comprometidas com CCEARs por quantidade na condição de aptas à operação comercial, de que trata a Resolução Normativa 583/2013, de forma similar ao tratamento conferido aos CCEARs por disponibilidade.

72. Propõe-se que a usina na condição de apta à operação comercial ficará isenta da obrigação de entrega de energia e fará faz jus ao recebimento da receita de venda, exclusivamente para os CCEARs dos Leilões que possuem tal previsão contratual.

73. Há previsão contratual relativo a atrasos em linhas de transmissão nos CCEARs por quantidade do Leilão da UHE de Santo Antônio (Leilão 005/2007), Jirau (Leilão 005/2008), e Belo Monte (Leilão 006/2009), assim como nos CCEARs por quantidade do 10° LEN (Leilão 003/2010), 11° LEN (Leilão 004/2010), 12° LEN (Leilão 002/2011), 13° LEN (Leilão 007/2011), 15° LEN (Leilão 006/2012) e 16° LEN (Leilão 006/2013). No 17° LEN (Leilão 009/2013) não houve negociação de CCEAR por quantidade e a partir do 18° LEN (Leilão 010/2013) o risco do atraso da transmissão/distribuição passa a ser do gerador, conforme diretriz Ministerial.

74. Dessa forma, torna-se necessária adequação no Módulo Consolidação de Resultados para haver previsão da transferência da exposição financeira associada ao registro do CCEAR por quantidade do gerador, comprometidos com os CCEARs dos Leilões supracitados para o comprador, na situação da usina estar apta à entrada em operação comercial. Por sua vez, como o faturamento do contrato é bilateral não há alterações nas REGRAS nesse sentido.

III. 2. Dos aprimoramentos

III.2.1 Do agrupamento das Regras dos Leilões de Energia de Reserva, Fonte Biomassa e PCH

75. Para usina de fonte Biomassa e PCH, com a finalidade de simplificar a seção que trata do Detalhamento da Contratação da Energia de Reserva do módulo de Contratação de Energia de Reserva, foram agrupados, em linhas de comando gerais, leilões com características de contratação semelhantes, eliminando a repetição de linhas de comando para os diferentes leilões. Obviamente os detalhes pertinentes a cada leilão estão destacados em linhas de comando específicas, mantendo os conceitos aprovados e os contratos firmados.

76. Destaca-se que o descritivo conceitual apresentado pela CCEE, em conjunto com a álgebra, pode suscitar o entendimento que somente existe a retenção da receita fixa mensal, nos casos de não entrada em operação comercial na data programada, apenas para o 1º LER e por determinação da ANEEL.

77. Tal comando está contido na linha de comando 8 do módulo:

“8. Caso o empreendimento de geração não entre em operação comercial na data programada, a Receita Fixa Mensal poderá ser retida, por determinação da ANEEL no caso de usinas comprometidas com o 1º Leilão de Energia de Reserva, durante todo o período em que for mantida tal expectativa. Todavia, a partir da



entrada em operação comercial da usina, o lançamento da receita fixa mensal será realizado conforme a determinação em cada CER:”

78. Diante disso, entende-se que a linha de comando 8 deve ser reescrita para deixar explícito que existe também a retenção da Receita Fixa Mensal para os leilões cujos CERs possuem cláusula específica , da seguinte forma:

“8. Caso o empreendimento de geração não entre em operação comercial na data programada, a Receita Fixa Mensal será retida, conforme previsto em cada CER. No caso de usinas comprometidas com o 1º Leilão de Energia de Reserva a Receita poderá ser retida, por determinação da ANEEL, durante todo o período em que for mantida tal expectativa. A partir da entrada em operação comercial

da usina, a receita fixa mensal será paga e, caso houver, a sua parte complementar será retida.”

III.2.2 Da reorganização dos assuntos do módulo de Ressarcimento e Reajuste da Receita de Venda (Dados de Comprometimento, reajustes, receita de venda e ressarcimentos)

79. De acordo com descritivo conceitual anexo à carta CT-CCEE 1968/2014 encaminhada pela CCEE, visando melhorar a organização conceitual dos assuntos, os módulos de Ressarcimento e RRV foram reestruturados. A proposta transforma esses dois módulos em três, abarcando os assuntos: Comprometimento de Usinas, Receita de Venda e Reajuste dos Parâmetros das Receitas de CCEAR.

80. Segundo a proposta, o atual módulo de Ressarcimento é substituído pelo módulo de Comprometimento de Usinas, com a exclusão dos cálculos referentes aos ressarcimentos, por não impactarem diretamente na liquidação das operações realizadas no âmbito do Mercado de Curto Prazo - MCP. Tais cálculos serão realizados no novo módulo denominado Receita de Venda de CCEAR, parte do atual módulo de Reajuste da Receita de Venda de CCEAR - RRV.

81. O módulo Receita de Venda de CCEAR também passou a contemplar todos os cálculos referentes à apuração da receita de venda, que é realizada após as atualizações monetárias e reajustes dos preços de combustíveis, receitas fixas e CVUs relativos aos empreendimentos comprometidos com contratos regulados, todas tratadas no novo módulo Reajuste dos Parâmetros das Receitas de CCEAR.

82. Ressalte-se que as alterações promovidas foram relacionadas à pertinência temática dos módulos e seus conteúdos respectivos, sem que, contudo, tenham sido efetuadas alterações conceituais.

83. O Quadro 01 sintetiza as modificações:



Ressarcimento RRV Comprometimento de Usina

Receita de Venda de CCEAR

Reajuste dos Parâmetros das

Receitas de CCEAR

1. Geração para

atendimento dos contratos por Disponibilidade e Contratos de Cota de Garantia Física;

2. Tratamento inicial das variáveis utilizadas para cálculo do

comprometimento das usinas;

3. Comprometimento de Usinas;

4. Ressarcimentos

devidos aos CCEARs por Disponibilidade;

5. Consolidação dos Ressarcimentos Apurados;

6. Anexo I: Cálculo dos Preços Utilizados nos Ressarcimentos;

7. Anexo II: Cálculo de Geração Total

do Agente Comprometida com Contratos por Disponibilidade e Contratos de Cota de Garantia Física;

8. Anexo III: Cálculo do Saldo Acumulado do

Agente Comprometido com Contratos por Disponibilidade.

1. Atualização do Custo Variável

Unitário e da Receita Fixa dos empreendimentos que negociaram energia na modalidade disponibilidade dos 1º, 2º e 3º Leilões de Energia Nova, do 1º Leilão de Fontes Alternativas, dos

Leilões de Energia Nova realizados a partir de 2007 ou dos Leilões de Energia Existente;

2. Atualização da Receita de Venda dos empreendimentos que negociaram energia na modalidade quantidade do 2º LFA e dos Leilões de Energia Nova realizados de 2011 em diante.

3. Cálculo da Receita de Usinas com descasamento ou atraso no cronograma de entrada em operação comercial;

4. Apuração da Parcela Variável dos Empreendimentos e Pagamento da Receita de Venda;

5. Anexos (Variação do IPCA, Variação do preço do Gás Natural para usinas enquadradas no PPT, Índices para atualização monetária para o 1º LEN e o 1º Leilões de Fontes Alternativas, Índices

para atualização monetária para o 2º e 3º LEN, Índices para atualização monetária para os LENs a partir de 2007 e para os Leilões de Energia Existente – LEEs,

1. Geração para

atendimento dos contratos por Disponibilidade e Contratos de Cota de Garantia Física;

2. Tratamento inicial das variáveis utilizadas para cálculo do

comprometimento das usinas;

3. Comprometimento de Usinas;

7. Anexo II: Cálculo de Geração Total do Agente Comprometida com Contratos por Disponibilidade e Contratos de Cota de Garantia Física;

8. Anexo III: Cálculo do Saldo Acumulado do Agente Comprometido com Contratos por Disponibilidade.

4. Ressarcimentos devidos aos CCEARs por Disponibilidade;

5. Consolidação dos Ressarcimentos Apurados;

6. Anexo I: Cálculo dos Preços Utilizados nos Ressarcimentos;

3. Cálculo da Receita de Usinas com descasamento ou atraso no cronograma de entrada em operação comercial;

4. Apuração da Parcela Variável dos Empreendimentos e Pagamento da Receita de Venda;

1. Atualização do Custo Variável

Unitário e da Receita Fixa dos empreendimentos que negociaram energia na modalidade disponibilidade dos 1º, 2º e 3º Leilões de Energia Nova, do 1º Leilão de Fontes Alternativas, dos

Leilões de Energia Nova realizados a partir de 2007 ou dos Leilões de Energia Existente;

2. Atualização da Receita de Venda dos empreendimentos que negociaram energia na modalidade quantidade do 2º LFA e dos Leilões de Energia Nova realizados de 2011 em diante;

5. Anexos (Variação do IPCA, Variação do preço do Gás Natural para usinas enquadradas no PPT, Índices para atualização monetária para o 1º

LEN e o 1º Leilões de Fontes Alternativas, Índices para atualização monetária para o 2º e 3º LEN, Índices para atualização monetária para os LENs a partir de 2007 e para os Leilões de Energia Existente – LEEs, atualização do CVU Estrutural)



atualização do CVU Estrutural)

6. Anexo - Cálculo das Multas Contratuais;

6. Anexo - Cálculo das Multas

Contratuais;

Quadro 1: Redistribuição dos assuntos nos módulos

III.2.3 Da consolidação dos recursos e requisitos dos agentes no cálculo de votos e de contribuição associativa

84. Segundo o módulo vigente de “Votos e Contribuição Associativa”, a apuração de energia comercializada utilizada no cálculo dos votos proporcionais é efetuada por meio do maior valor entre o total de recursos e o total de requisitos por cada perfil de agente.

85. Ocorre que, conforme alertado pela CCEE no descritivo conceitual anexo à carta CT-CCEE 1968/2014, a apuração segregada para cada perfil pode influenciar o resultado apurado para um agente, dependendo da forma de representação de seus ativos ou de registro de seus contratos.

86. Como exemplo, a Câmara cita o caso de um agente com dois perfis distintos, “a1” e “a2”, e apresenta o efeito de se modelar a carga inicialmente sob o perfil “a1” (energia comercializada igual 500) e em seguida sob o perfil “a2” (energia comercializada passa a ser igual a 400).



Figura 1: cálculo de energia comercializada com carga modelada sob o perfil “a1”

Figura 2: cálculo de energia comercializada com carga modelada sob o perfil “a2”

87. Por fim, a CCEE propõe que a apuração de energia comercializada considere o maior valor apurado entre a soma dos recursos de todos os perfis do agente e a soma dos requisitos de todos os perfis do agente. A SEM julga pertinente a alteração, que resultará em um valor único de energia comercializada independentemente da forma que os perfis forem modelados na Câmara.

III.2.4 Inclusão das usinas hidráulicas no tratamento da perda de desconto decorrente da ultrapassagem da potência injetada

88. A Lei 9.427/1996 define em seu art. 26 os critérios para concessão de desconto a ser aplicado às tarifas de uso dos sistemas de transmissão e de distribuição:

Art. 26. Cabe ao Poder Concedente, diretamente ou mediante delegação à ANEEL, autorizar:



I - o aproveitamento de potencial hidráulico de potência superior a 1.000 kW e igual ou inferior a 30.000 kW, destinado a produção independente ou autoprodução, mantidas as características de pequena central hidrelétrica; (...)

V - os acréscimos de capacidade de geração, objetivando o aproveitamento ótimo do potencial hidráulico. (...)

§ 1º Para o aproveitamento referido no inciso I do caput deste artigo, para os empreendimentos hidroelétricos com potência igual ou inferior a 1.000 (mil) kW e para aqueles com base em fontes solar, eólica, biomassa e co-geração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a 30.000 (trinta mil) kW, a ANEEL estipulará percentual de redução não inferior a 50% (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. (...)

§ 6º Quando dos acréscimos de capacidade de geração de que trata o inciso V deste artigo, a potência final da central hidrelétrica resultar superior a 30.000 kW, o autorizado não fará mais jus ao enquadramento de pequena central hidrelétrica. (grifos nossos)

89. Considerando ainda o que dispõe a REN 77/2014, a Procuradoria Federal da ANEEL emitiu o Parecer 217/2014-PGE/ANEEL/PGF/AGU, em 29/05/2014, em que concluí que PCHs “apenas fazem jus ao percentual de desconto a ser aplicado na TUSD e TUST enquanto a potência injetada nos sistemas de transmissão ou de distribuição for igual ou inferior a 30.000 KW”.

90. Ademais, a Procuradoria recomendou que a área de fiscalização da ANEEL faça a análise dos casos concretos para identificar se a potência das usinas é superior a 30.000 KW e, em caso positivo, destacou que “cabe a revisão do enquadramento como PCH, além da aplicação das penalidades cabíveis” .

91. Nesse sentido, a CCEE enviou proposta de alteração do caderno das REGRAS de “Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST”, para prever que empreendimentos hidráulicos estejam sujeitos à perda do desconto em caso de ultrapassagem da potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição, assim como ocorre atualmente para fonte solar, eólica biomassa e cogeração qualificada.

92. Acerca da necessidade de adequação da REN 247/2006 destacada pela Câmara em seu descritivo conceitual, a SEM ressalta que a norma está em fase final de alteração por meio da Audiência Pública 085/2013 (processo 48500.00819/2011-23) e preverá o ajuste indicado.

93. Por fim, a SEM ressalta que a a CCEE deverá enviar à ANEEL a informação da perda de desconto, para a consequente revisão da outorga que enquadrou o empreendimento como PCH. Tal dispositivo deverá constar da REN que aprovará as REGRAS.

III.2.5 Da inclusão de possibilidade de alteração da forma de faturamento dos Contratos de energia de Reserva, quando da ampliação da usina

94. As Portarias Ministeriais 70 e 71, de 22/03/2013, e 80, de 27/08/2013, todas da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia – MME, alteraram as características técnicas das Centrais Geradoras Eólicas Faísa I, Faísa II e Faísa V, com ampliação da capacidade instalada das usinas, bem como a fórmula de cálculo da respectiva Receita Variável.

95. A modificação se trata de inovação em relação ao constante no subitem 3.7 do CER, que impede a ampliação da capacidade instalada da usina ao longo da vigência do contrato, exceto nos casos em que forem verificados desvios negativos de geração.



96. Neste contexto, por meio da REN 619, publicada em 15/07/2014, a ANEEL aprovou as REGRAS para a mudança no cálculo da Receita apenas para essas Eólicas. Em vez do recebimento de 70% do Preço de Venda (PV) pela energia que extrapola o limite superior da faixa de tolerância (margem superior de 30% acima do valor da energia contratada), conforme consta do CER, ou de PV pela energia contida na faixa de tolerância e proveniente de desvios positivos de geração, que não foi objeto de repasse e/ou de cessão, o Agente receberá, respectivamente, o menor valor entre 70% de PV e Preço de Liquidação das Diferenças médio (PLDmed) e o menor valor entre PV e PLDmed.

97. A CCEE, em atendimento ao constante no §44 da Nota Técnica 041/2014-SEM, promoveu retificação na linha de comando 35.7.1 do Módulo “Contratação de Energia de Reserva”, com vistas a explicitar adequadamente a excepcionalidade proveniente das Portarias supra, possibilitando abertura nas REGRAS para inclusão de outras Portarias que modifiquem a Receita Variável de forma idêntica.

98. Entretanto, no âmbito do Processo 48500.001165/2010-74, a Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração – SCG recomendou à Diretoria Colegiada, por meio da Nota Técnica 338/2014 (48524.012208/2014-00), de 19/08/2014, que deveria haver a alteração do CER celebrado pela empresa Icaraí quanto à aferição da Receita Variável conforme Portarias MME das Eólicas Faísas.

“22. Acontece que o MME, posteriormente, alterou seu entendimento10 de forma alterar o cálculo dos dois componentes da Receita Variável propondo alterar a subcláusula 8.11 e 8.13 do CER, que passariam a vigorar com a seguinte redação:

8.11. A RECEITA VARIÁVEL correspondente ao item (ii) da Subcláusula 8.8 será apurada ao final de cada ano contratual, mediante aplicação da seguinte equação algébrica:

RV _ 2A =∆SCEA * mínimo {PLDAA ; 0, 7 *PVi } (eq. 7)

[...]

8.13. A RECEITA VARIÁVEL correspondente ao item (iii) da Subcláusula 8.8 será apurada ao final de cada quadriênio, após a realização do processo de definição dos montantes de ENERGIA a serem objeto de repasse e/ou cessão, nos termos do item VIII da Subcláusula 7.2, mediante aplicação da seguinte equação algébrica:

RV_ 3Q = mínimo {PLDAA ; PVi }* máximo {( 1- FR - FC ) * SCEA4 , 0 } (eq. 10)

[...]

(...)

24. Em que pese o entendimento da SCG distinto – conforme consta da Nota Técnica nº 355/2012-SCG/ANEEL, parcialmente transcrita no item 13 precedente – a recomendação do MME deve ser acatada. Isto porque, aquele Ministério – nos casos em que a decisão a ele compete – já adotou solução idêntica. Assim, para guardar isonomia, o mesmo deve ser adotado no caso da EOL Icaraí. Além disso, essa condição foi aceita pela interessada, conforme consta de e-mail enviado à SCG, cuja cópia foi anexada ao Processo. (fls. 1518).” (Grifo nosso)

10 Portaria MME nº 70, de 22 de agosto de 2013, referente a EOL Faísa I



99. Em 09/09/2014, por meio da Resolução Autorizativa (REA) 4.829, a Diretoria da ANEEL determinou alteração do CER da Eólica Icaraí no Processo 48500.001165/2010-74, de forma análoga às Portarias Ministeriais 70 e 71, de 22/03/2013, e 80, de 27/08/2013 – há uma inovação, já que a mudança no cálculo da Receita Variável deixou de ser aprovada exclusivamente por Portaria Ministerial.

100. Na verdade, essa decisão recente sinaliza o tratamento regulatório da Receita Variável nos casos de aumento da capacidade instalada de centrais eólicas comprometidas com a contratação de energia de reserva, contribuindo para o atendimento ao Voto de 05/03/2013 (48512.001832/2013-00).

101. Portanto, a alteração já realizada na REN 619/2014 deve ser aplicada no cálculo da Receita Variável da Eólica Icaraí e, consequentemente, a revisão do cálculo do faturamento já aprovada por força dessa REN poderá ser operacionalizada pela CCEE tanto devido à Portaria Ministerial quanto por força de decisões da ANEEL.

III.2.6. Da exclusão do limite mínimo de sazonalização da garantia física

102. O limite mínimo mensal de sazonalização da garantia física foi assunto discutido no âmbito do processo de Audiência Pública 105/2012, que tratava das propostas de alteração das REGRAS para a contabilização de janeiro de 2013, cuja aprovação foi dada pela Resolução Normativa (REN) 533/2013, subsidiado pelas Notas Técnicas 114/2012-SEM/ANEEL e 002/2013-SEM/ANEEL.

103. Cabe relembrar que a proposta foi sugerida pela CCEE, com vistas a corrigir inconsistências identificadas após a implantação do NSCL, que foi operacionalizado para a contabilização de setembro de 2012, e, portanto, restaurar as condições antes praticadas quando da utilização do SINERCOM.

104. No âmbito do processo, a própria SEM, as associações e os agentes de mercado se manifestaram com relação ao mérito da proposta de forma contrária a imposição dessa medida, uma vez que o entendimento era a de imposição de uma restrição na gestão dos recursos dos agentes, que é a sazonalização da garantia física.

105. Entretanto, a CCEE, em contribuição que mereceu acolhimento, demonstrou que o limite mínimo de sazonalização da garantia física sempre existiu desde a aprovação das REGRAS referentes à operacionalização do CCEAR por disponibilidade por meio dos Condomínios Virtuais.

106. Além disso, contribuiu para o acolhimento da proposta à época, o curto prazo para estudo de uma nova proposta que mitigasse alguns problemas que poderiam ocorrer com a simples extinção do limite mínimo, como por exemplo, a possibilidade de substituição de lastro, por meio da utilização de recursos provenientes de contratos de compra e não da própria garantia física para o atendimento de seus contratos de venda regulados, tanto para fins de apuração da penalidade de insuficiência de lastro de energia como para fins de aplicação do desconto da TUSD/TUST, e também a dificuldade para a gestão dos recursos e requisitos por parte dos agentes, quando comprometidos com contratos por disponibilidade, dada a regra proposta de apuração da penalidade de lastro de energia.

107. Assim, para que fosse possível extinguir tal restrição, que se configura no entendimento da SEM como um aprimoramento regulatório, seria necessário um estudo mais aprofundado dos impactos dessa alteração, o que foi feito pela CCEE para as REGRAS na versão que se encaminha para a Audiência Pública.



108. Cabe ainda ressaltar que não foi viável propor essa alteração para a contabilização de janeiro de 2014, conforme justificativa apresentada à NEONERGIA, no âmbito da Audiência Pública 124/2013, por meio da Nota Técnica 003/2014-SEM/ANEEL, em razão da grande quantidade de Audiências e alterações nas REGRAS ao longo de 2013, o que resultou em uma aprovação tardia das REGRAS para esse ano, portanto, posterior a sazonalização ocorrida em dezembro 2013.

109. Assim, considerando que no mérito todos concordam que a gestão dos recursos deva ser realizada pelos próprios agentes, cabe avaliar se as regras algébricas propostas pela CCEE trazem a correta aplicação nos diversos Módulos impactados por essa alteração.

110. Dessa forma foram realizadas adequações nos Módulos Garantia Física, Comprometimento de Usinas, Receita de Venda, Penalidades de Energia, Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST, que podem ser sintetizados pelo descritivo conceitual apresentado pela CCEE:

a) Extinção da obrigatoriedade de limite mínimo para sazonalização da garantia física para usinas comprometidas com CCEARs por disponibilidade, CER e CCEARs por quantidade, cujas usinas sejam enquadradas como incentivada especial ou convencional especial (Módulo Garantia Física).

i. Apesar desta obrigatoriedade constar do Módulo Garantia Física, o processo é atualmente operacionalizado por meio de inserção de dados (tela) no sistema, que será alterado.

b) Determinação do fator de comprometimento da garantia física e da geração fixo e idêntico, determinado pela razão entre a quantidade vendida no leilão com a garantia física de outorga, sem correção do fator de perdas (Módulo Comprometimento de Usinas).

i. Atualmente, o fator de comprometimento da garantia física é variável a depender da sazonalização da garantia física e dos respectivos CCEARs ou CERs e o comprometimento da geração fixo, determinado pela razão entre a quantidade vendida no leilão com a garantia física de outorga, corrigido pelas perdas.

ii. A proposta extingue a priorização da garantia física para o ACR.

iii. Haverá possibilidade de alocação, por opção dos agentes, de eventual parcela da garantia física disponível no ACL para o ACR.

c) Alteração na forma de apuração da quantidade de energia em atraso das usinas comprometidas com leilões antes de 2011, de forma a padronizar com as regras para os leilões de 2011 em diante, que considera o percentual da potência das unidades geradoras em atraso multiplicado pela quantidade de energia contratada (Módulo Receita de Venda).

d) Alteração do cálculo do requisito regulado, conforme novo percentual de comprometimento, utilizado para fins de obtenção de garantia física livre disponível para fins de recomposição, no termos da Resolução Normativa nº 595/2013 (Módulo Receita de Venda).

e) Para fins de apuração de lastro de energia, o CCEAR será definido como requisito do mesmo tipo de energia constante do ato de outorga, com exceção da parcela da garantia física degradada (Módulo Penalidade de Energia)



f) Para fins de apuração do desconto da TUSD/TUST, o CCEAR será descontado da garantia física sazonalizada, exceto na parcela da garantia física degradada, na qual valores negativos serão considerados para o mês seguinte (Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST).

111. Nota-se, portanto, que não se trata de uma alteração simples, e que afeta diretamente todos os agentes que possuem garantia física. Portanto, ressalta-se sua importância, para que os agentes avaliem as proposições aqui consideradas.

III. 3. Da Análise de Impacto Regulatório - AIR

112. Como premissa para avaliação da necessidade de realização de AIR para os temas apontados nesta Nota Técnica, considerou-se que aqueles relativos às determinações regulatórias não teriam necessidade de elaboração de AIR no âmbito do processo de aprovação de REGRAS, por se tratar da simples operacionalização dos conceitos regulatórios dessas determinações.

113. Em relação aos itens remanescentes, aquele que apresenta maior rebatimento e que merece elaboração de AIR, conforme parágrafo único11 do art. 5º da Norma de Organização ANEEL 40, de 12 de março de 2013, é o Item III.2.4 Inclusão das usinas hidráulicas no tratamento da perda de desconto decorrente da ultrapassagem da potência injetada.

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL

114. As argumentações expressas nesta Nota Técnica são fundamentadas nos seguintes instrumentos legais e regulatórios:

Leis 9.427, de 26 de dezembro de 1996 e 10.848, de 15 de março de 2004;

Decretos 5.163, de 30 de julho de 2004 e 7.317, de 28 de setembro de 2010;

Resoluções Normativas 109, de 26 de outubro de 2004; 428, de 15 de março de 2011; 456, de 18 de outubro de 2011; 511, de 23 de outubro de 2012; 530, de 21 de dezembro de 2012; 551, de 14 de maio de 2013; 578, de 11 de outubro de 2013; 601, 04 de fevereiro de 2014 e 619 ,de 1º de julho de 2014;

Portarias MME 42, de 1º de março de 2007; 46, de 9 de março de 2007; 70 e 71 de 22 de março de 2013 e 80 de 27 de agosto de 2013.

V. DA CONCLUSÃO

115. É entendimento da SEM que os módulos das REGRAS propostos pelo Conselho de Administração da CCEE, observadas as alterações e considerações apresentadas ao longo desta Nota Técnica, reúnem condições de serem submetidas ao processo de audiência pública, de forma a serem colhidos subsídios e informações dos agentes para seu aprimoramento. Considera-se adequado um prazo de 30 dias para a realização da Audiência Pública.

11 Parágrafo único. A unidade organizacional responsável pela instrução do processo poderá realizar consulta pública a fim de subsidiar a AIR ou justificar a não aplicabilidade do instrumento.



VI. DA RECOMENDAÇÃO

116. Com respaldo na competência da ANEEL de aprovar as regras de comercialização, recomenda-se que seja instalada Audiência Pública, na modalidade intercâmbio documental, no prazo de 30 dias, com vistas a colher subsídios à elaboração de ato regulamentar, a ser expedido pela ANEEL, para aprovação dos seguintes módulos das REGRAS:

a. Medição Contábil;

b. Garantia Física;

c. Contratos;

d. Comprometimento de Usinas (desmembrado do antigo módulo de “Ressarcimento”);

e. Consolidação de Resultados;

f. Liquidação;

g. Penalidade de Energia;

h. Penalidade de Potência;

i. Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST;

j. Reajuste de Parâmetro da Receita de CCEAR (Desmembrado do antigo módulo de “Reajuste de Receita de Venda de CCEAR”);

k. Receita de Venda de CCEAR (Desmembrado dos antigos módulos “Ressarcimento” e “Reajuste de Receita de Venda de CCEAR”);

l. Contratação de Energia de Reserva; e

m. Votos e Contribuição Associativa

CARLOS EDUARDO GUIMARÃES DE LIMA Especialista em Regulação

OTÁVIO RODRIGUES VAZ Especialista em Regulação

BENNY DA CRUZ MOURA Especialista em Regulação

De acordo:

FREDERICO RODRIGUES Superintendente de Estudos do Mercado

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Nota Técnica nº 103/2014 SEM/ANEEL · (Fl. 4 da Nota Técnica no 103/2014 – SEM/ANEEL, de 09/10/2014) * A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais