Nota Técnica n° 153/2015- SRM/SRG/SGT/ANEEL Processo ...€¦ · * A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da

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

Nota Técnica n° 153/2015- SRM/SRG/SGT/ANEEL

Em 18 de agosto de 2015.

Processo: 48500.002243/2015-62

Assunto: Reavaliação das cláusulas sexta e sétima do modelo de contrato de concessão das usinas hidrelétricas a serem licitadas, conforme Portaria MME n. 218/2015.

I – DO OBJETIVO 1. O objetivo dessa Nota Técnica é avaliar as cláusulas sexta e sétima do modelo de contrato de concessão das usinas hidrelétricas a serem licitadas, conforme Portaria MME n. 218/2015. II – DOS FATOS 2. O Ministério de Minas e Energia, por meio da Portaria nº 218/2015, de 15 de maio de 2015, incumbiu a ANEEL a competência para promover, direta ou indiretamente, leilão para licitação de concessões de 30 usinas hidrelétricas – UHE, com potência de 1,4 a 3.444 MW, localizadas nos Estados de Goiás, Paraná, Santa Catarina, Minas Gerais e São Paulo. 3. Em 23 de junho de 2015, a Comissão Especial de Licitação encaminhou à Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado - SRM pedido de avaliação e aprimoramento das cláusulas econômicas, considerando as que foram adotadas no Contrato de Concessão da UHE Três Irmãos. 4. Em 18 de agosto de 2015, foi publicada a Medida Provisória nº 688, que instituiu a bonificação pela outorga de geração a ser paga pelo proponente vencedor do leilão. Com a assinatura do contrato, a concessionária passa a receber na sua Receita Anual de Geração – RAG parcelas correspondentes à bonificação paga. III – DA ANÁLISE 5. As cláusulas econômicas do Contrato de Concessão das Geradoras a serem licitadas foram aperfeiçoadas em vários pontos, tais como:

Fl. 2 da Nota Técnica no 153/2015-SRM/SRG/SGT/ANEEL, de 18/08/2015


a) Distinção da receita associada ao custo de gestão dos ativos de geração, denominada de GAG, corresponde ao lance ofertado no Leilão, em relação à receita associada ao custo da gestão dos ativos de geração decorrentes de melhorias e ampliações - GAGadL;

b) Detalhamento da aplicação dos fatores de ajustes da Receita em decorrência da eficiência e da disponibilidade da geração;

c) Explicação das regras de incorporação das receitas decorrentes de melhorias e ampliações na Receita da Concessionária; e

d) Melhor definição das datas de reajuste e revisão, bem como procedimentos dessas duas etapas.

6. Paralelamente aos aperfeiçoamentos citados, foi acrescentada à receita da geradora a parcela referente ao retorno da bonificação pela outorga, conforme Medida Provisória nº 688, de 18 de agosto de 2015. 7. Nesta Nota Técnica são apresentados os fundamentos que levaram aos aperfeiçoamentos e as principais alterações promovidas no Contrato de Concessão das Geradoras que serão licitadas. III.1 – CARACTERÍSTICAS DA ATIVIDADE E GANHOS DE EFICIÊNCIA 8. As regras transitórias e definitivas das cláusulas econômicas do Contrato de Concessão devem ter como fundamento três aspectos particulares na sua formulação: i) as características da atividade econômica prestada pela concessionária de geração; ii) a forma de obtenção da outorga para geração de energia; e iii) as novas regras impostas pela MP nº 688/2015 9. Em relação às características da atividade econômica, as concessionárias que arrematarem as concessões das usinas listadas na Portaria nº 218/2015 estarão submetidas ao regime instituído pela Lei 12.783, de 11 de janeiro de 2013. Assim, ficarão responsáveis pela operação e manutenção das usinas, bem como pelos investimentos em melhorias e ampliações das suas instalações, com vistas à manutenção da qualidade e da continuidade da prestação do serviço.

10. Com o objetivo de operacionalizar esse modelo, a Portaria n° 418, de 27 de novembro de 2013 do Ministério de Minas e Energia – MME, atribuiu à ANEEL a competência de regulamentar e fiscalizar a realização desses investimentos. Definiu ainda que a parcela adicional de Receita Anual de Geração - RAG, decorrente da incorporação das melhorias e ampliações, é calculada e definida pela Agência. Na norma, também foram estabelecidas as responsabilidades da Empresa de Pesquisa Energética – EPE e esclarecido o papel do MME no processo.

11. O Poder Concedente, ao definir as novas regras para o segmento de geração, busca criar mecanismo de incentivo a investimentos em melhorias nas instalações das usinas. Observa-se que grande parte desses empreendimentos foi construída há décadas e possuem, ou possuirão ao longo do novo contrato de concessão, equipamentos obsoletos. Esse mecanismo consiste em adicionar à receita dos



geradores o justo retorno dos seus investimentos. Além disso, os agentes se beneficiam dos efeitos desses investimentos nas reduções de custos operacionais e na diminuição da indisponibilidade da usina.

12. Nesse contexto, as novas regras devem tornar ágil a incorporação nos ganhos dos geradores das receitas decorrentes das melhorias sem, contudo, prejudicar a tarefa da ANEEL de fiscalizar e de determinar o justo retorno dos investimentos. De forma similar, deve ser facilitada a incorporação das receitas advindas das ampliações, que podem ser executadas mediante iniciativa das próprias concessionárias ou do Poder Concedente.

13. Percebe-se que o regime submetido por essas concessões é, em certos aspectos, parecido ao dos empreendimentos de transmissão licitados, pois consiste em prestação de serviço para disponibilização de infraestrutura para a geração de energia elétrica, em processo onde a decisão de despacho, na maior parte das vezes, cabe ao Operador Nacional do Sistema - ONS. Portanto, buscou-se, onde possível, a convergência das regras da concessão da transmissão e da geração de energia. 14. Com relação à forma de obtenção da concessão, as cláusulas econômicas do Contrato devem levar em consideração que a outorga será concedida por meio de leilão pela menor receita de prestação do serviço de produção de energia. Nesse modelo, a concorrência inerente ao processo licitatório induz o proponente a reduzir a receita ofertada, de forma a refletir seus custos eficientes. Logo, não cabe aplicar, sobre essas receitas, procedimento de revisão tarifária nos moldes aplicados pela ANEEL, por exemplo, nas distribuidoras. Afinal, o objetivo primordial da revisão é capturar ganhos de eficiência, o que ocorre naturalmente em processos licitatórios como o leilão.

15. A questão da eficiência foi bastante discutida no âmbito da Audiência Pública 068/2008, em particular, na Nota Técnica 015/2012, de 29/02/2012. Ao cumprir determinação do TCU (Acórdão 453/2007), os contratos de concessão de transmissão passaram a ter previsão expressa, a partir de 2008, de revisão tarifária em função da identificação de “ganhos de eficiência empresarial”. No caso das geradoras, esse modelo se torna inviável por diversas razões, dentre elas:

a) Somente a parcela de receita associada ao custo de gestão dos ativos de geração, denominada de GAG, estaria sujeita aos eventuais ganhos de eficiência empresarial. A parcela referente ao retorno da bonificação sobre a outorga de geração, denominada de RBG, não é passível de aplicação de critério de eficiência por sua própria natureza financeira;

b) Na forma proposta de licitação pela MP nº 688/2015, ao licitante não interessaria declarar apropriadamente os valores da GAG e do RBG, pois a primeira estaria passível de revisão por eficiência, enquanto a segunda não. Assim, o valor da GAG, mantida a revisão por ganhos de eficiência empresarial, poderia ser declarado com valor subavaliado e, portanto, distorcido da realidade; e

c) Como parcela da Garantia Física pode ser livremente negociada pelo ganhador da licitação, a oferta do proponente será influenciada parcialmente pela expectativa de obtenção de lucros com essa parcela.

16. A MP nº 688, de 18 de agosto de 2015, alterou o art. 8º da Lei 12.783/13, mediante acréscimo dos §§ 8º e 9º, que autorizaram o vencedor da licitação do empreendimento de geração a comercializar parte



da garantia física da usina no Ambiente de Comercialização Livre – ACL. Esse modelo híbrido de regime de cotas e livre comercialização pode afetar o cálculo da parcela adicional da RAG decorrente de investimentos realizados.

17. Para o caso de ampliações, a Lei 12.783/13 define no §1º do art. 4º que será distribuída em cotas o acréscimo de garantia física de energia e potência decorrente de ampliação de usinas hidrelétricas cujas concessões forem prorrogadas. O art. 2º da Portaria nº 418/13 é mais específico sobre o assunto, pois estabelece que “as Usinas Hidrelétricas cujas concessões foram prorrogadas ou licitadas nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, poderão ser ampliadas, condicionadas à alocação de cotas de garantia física de energia e de potência do empreendimento às concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica”. Diante do exposto, resta claro o entendimento de que o acréscimo de garantia física de energia e potência decorrente de ampliações nas UHE licitadas deve ser destinado somente ao regime de cotas. Por consequência, o custo proveniente dessas ampliações deve ser integralmente incorporado na RAG e, assim, recair sobre o consumidor cativo, pois somente ele receberá os benefícios dos investimentos realizados.

18. No entanto, as melhorias realizadas nas UHEs devem ter tratamento distinto. Investimentos, nesse caso, trarão benefícios tanto ao consumidor do mercado regulado como ao do mercado livre. Portanto, parte dos recursos investidos não deve ser incorporada à RAG. Propõe-se que o rateio desses investimentos seja proporcional a receita referente a cada ambiente de contratação. Entende-se que a utilização da receita como parâmetro de rateio miniminiza o risco de subsídio cruzado entre o ACR e o ACL.

III.2 – APERFEIÇOAMENTOS NO CONTRATO

19. Uma das principais alterações propostas por esta Nota Técnica consiste na adoção de modelos distintos para a GAG ofertada na licitação e para a GAG adicional (receitas decorrentes de investimentos realizados ao longo da concessão). No primeiro caso, não há revisão da GAG, conforme discutido na seção anterior. No segundo caso, dada a inexistência de competição no processo de formação do custo, há necessidade de uma revisão nos moldes tradicionais, incluindo o cálculo do Fator X para aplicação nos reajustes tarifários.

20. Portanto, na equação de cálculo da RAG, estão presentes dois fatores de correção:

a) o percentual de ganhos de eficiência - X, a ser aplicado sobre a parcela de GAGadL nos reajustes tarifários subsequentes a cada revisão;

b) a parcela de ajuste pela indisponibilidade apurada ou pelo desempenho apurado - AjI, que subtrai ou soma ao valor da RAG e que é aplicado a partir do reajuste subsequente ao terceiro ano de concessão, conforme a modalidade de operação definida pelo ONS.

21. O cálculo do valor de X será regulamentado pela ANEEL. Por sua vez, o cálculo do AjI já está detalhado na Resolução Normativa nº 541/2013, onde o valor de AjI é função do GAGO&M, que corresponde à GAG ofertada no leilão na formulação proposta nesta Nota Técnica.



22. Propõe-se ainda alteração no Contrato de Concessão que leve a maior transparência na regra de cálculo dos acréscimos de receita decorrentes dos investimentos em melhorias (GAGadL), nos termos da Resolução Normativa nº 642, de 16 de dezembro de 2014, a qual poderá revista para se adequar à MP nº 688/15.. Uma vez que o objeto da melhoria esteja em operação, a Agência incorpora, nos reajustes, a devida GAGadL com efeito retroativo. Na revisão tarifária seguinte, todos os investimentos realizados para melhoria são passíveis de avaliação. Além disso, assim como na transmissão, os valores da GAGadL podem sofrer revisão, conforme regulamentação da ANEEL. 23. Ressalta-se o cuidado que deve ser tomado ao acrescentar a GAGadL à RAG quando há várias melhorias e ampliações ao longo dos anos. É importante aplicar corretamente a atualização dos valores para que a GAGadL já acrescentada à RAG em anos anteriores fique na mesma base monetária da GAGadL adicionada no reajuste em curso.

24. A atual proposta de contrato deixa explícita a concatenação da data do reajuste com a data de cálculo dos encargos de transmissão e conexão. Dessa forma, o primeiro reajuste da RAG será realizado no dia primeiro de julho posterior ao leilão, independentemente do dia do leilão. Observa-se, no entanto, que é proibida legalmente a correção monetária de valores referentes ao lance do leilão que compõe a RAG antes de 12 meses (artigos 1º e 2º da Lei nº10.192/2001, que dispõe sobre medidas complementares ao Plano Real), portanto a GAG ofertada no leilão só pode ser corrigida monetariamente no 2º reajuste.

25. Foi modificada, no texto do contrato, a Subcláusula que previa que a RAG poderia ser alterada no caso de revisão da garantia física da Usina Hidrelétrica. A nova redação estabelece que para a parcela da garantia física destinada às cotas, eventual revisão, para mais ou para menos, desde que não causada pela Concessionária, não afetará a RAG homologada pela ANEEL. Destaca-se que o valor da GAG ofertada é resultado de cálculos, ponderações e estimativas de uma série de variáveis adotadas pelo proponente do certame. O concedente, por sua vez, busca garantir a consistência do valor ofertado por meio da Subcláusula onde é estabelecido que a RAG do vencedor corresponde ao montante de recursos necessários para manter o equilíbrio econômico e financeiro da concessão. Além disso, a possibilidade de modificação da receita em função de eventual alteração da garantia física causada por fatores não controlados pelo agente acrescentaria risco à concessionária, o que seria certamente precificado no valor da GAG ofertada, sem benefício claramente definido. Observa-se, no entanto, que a concessionária poderá comercializar livremente a parcela de energia não alocada às cotas, mas para esse caso, estará sujeito às regras de mercado, risco hidrológico e outros inerentes ao gerador. 26. Foi acrescentada ao cálculo da Receita Anual da Geração – RAG a parcela do retorno da bonificação pela outorga da geração - RBG, conforme comando da Medida Provisória nº 688, de 18 de agosto de 2015. O valor da bonificação, bem como o prazo e forma de pagamento, é proposto pelo Ministério de Minas e Energia - MME ao Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, que, por sua vez, apresenta os parâmetros ao Presidente da República. Cabe à ANEEL incorporar a parcela do retorno dessa bonificação, proposta pelo vencedor do leilão, na RAG do gerador. A necessidade de atualização do RBG depende da premissa adotada para taxa de remuneração referida na MP nº 688/15. Caso a taxa seja definida em termos reais, deve-se aplicar regra de reajuste anual pelo índice de variação da inflação nas datas dos



reposicionamentos tarifários (observando-se a Lei nº 10.192/2001). Caso contrário, não cabe qualquer atualização do valor da GAG ofertada na licitação.

27. Por fim, foi suprimida no Contrato a subcláusula sobre a Revisão Tarifária Extraordinária, devido ao novo modelo imposto pela MP nº 688/2015, que acrescentou à RAG uma parcela substancial de retorno da bonificação pela outorga da geração – RBG. As razões para tanto são mesmas da exclusão de cláusula de revisão tarifária na GAG ofertada na licitação.

III.3 – EQUAÇÕES PARA CÁLCULO DA RAG

28. Em face do exposto acima, são apresentadas a seguir as equações necessárias para cálculo da RAG ao longo da vigência do Contrato de Concessão. Foi assumida a utilização de taxa real de remuneração no cálculo da 푅퐵퐺.

1) Período entre leilão e primeiro reajuste

푅퐴퐺 =퐺퐴퐺 (푙푒푖푙ã표) + 푅퐵퐺 (푙푒푖푙ã표) + 퐸푈 + 퐸퐶 + 푇푥

(100% − 푃&퐷)

2) Período entre primeiro e segundo reajuste

푅퐴퐺 =

퐺퐴퐺 + 푅퐵퐺 + 퐸푈 + 퐸퐶 + 푇푥(100% − 푃&퐷)

X = 0; AjI = 0; GAG e RBG não corrigidos se prazo do leilão ao 1º reajuste é inferior a doze meses; Encargos de transmissão e de Conexão atualizados com novos valores vigentes.

3) Período entre segundo e terceiro reajuste

푅퐴퐺 =(퐺퐴퐺 + 푅퐵퐺 ) × (퐼푉퐼 ) + 퐺퐴퐺 + 퐸푈 + 퐸퐶 + 푇푥

(100% − 푃&퐷)

X = 0; AjI = 0; GAG e RBG começam a ser corrigidos, retroativamente à data do leilão; GAGadL, referente aos investimentos nos 12 meses anteriores, é acrescentada à RAG.

4) Período entre terceiro e quarto reajuste

푅퐴퐺 =(퐺퐴퐺 + 푅퐵퐺 ) × (퐼푉퐼 ) + (퐺퐴퐺 + ∆퐺퐴퐺 ) × (퐼푉퐼 ) + 퐸푈 + 퐸퐶 + 푇푥

(100% − 푃&퐷)

X = 0; AjI = 0;



5) Período entre quarto reajuste e primeira revisão

푅퐴퐺 =(퐺퐴퐺 + 푅퐵퐺 ) × (퐼푉퐼 ) + (퐺퐴퐺 + ∆퐺퐴퐺 ) × (퐼푉퐼 ) + 퐸푈 + 퐸퐶 + 푇푥 ± 퐴푗퐼

(100% − 푃&퐷)

X = 0; Aplica-se AjI.

6) Período entre primeira revisão e quinto reajuste

푅퐴퐺 =(퐺퐴퐺 + 푅퐵퐺5) × (퐼푉퐼5) + 퐺퐴퐺 . × (퐼푉퐼 ) + 퐸푈 + 퐸퐶 + 푇푥 ± 퐴푗퐼

(100% − 푃&퐷)

X = 0; Ampliações e melhorias são avaliadas, mediante fiscalização pela SFF e SFG

7) Fórmula geral a ser aplicada após primeiro reajuste depois da primeira revisão

푅퐴퐺 =(퐺퐴퐺 + 푅퐵퐺 ) × (퐼푉퐼 ) + 퐺퐴퐺 × (퐼푉퐼 − 푋) + ∆퐺퐴퐺 + 퐸푈 + 퐸퐶 + 푇푥 ± 퐴푗퐼

(100% − 푃&퐷)

Aplica-se X e AjI.

III.3 – MINUTA PROPOSTA DAS CLÁUSULAS SEXTA E SÉTIMAS DO CONTRATO DE CONCESSÃO DAS GERADORAS LICITADAS

29. É apresentada abaixo a proposta das cláusulas econômicas para os Contratos de Concessão das Usinas Hidrelétricas a serem Licitadas, conforme Portaria MME n. 218/2015.

CLÁUSULA SEXTA – RECEITA ANUAL DE GERAÇÃO Exclusivamente na parcela da garantia física destinada ao Ambiente de Contratação Regulada – ACR, a Concessionária será remunerada em regime de COTAS de Garantia Física de Energia e de Potência da Usina Hidrelétrica por meio de RECEITA ANUAL DE GERAÇÃO - RAG, homologada pela ANEEL, a ser paga em parcelas duodecimais, sujeita a ajustes em decorrência do padrão de qualidade e da eficiência do serviço de geração prestado, e excluída do montante necessário à cobertura das despesas com as contribuições sociais ao Programa de Integração Social – PIS e ao Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público – PASEP, e com a Contribuição Social para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS.



Subcláusula Primeira - A RAG será composta da parcela associada aos custos da gestão dos ativos de geração licitados, da parcela de retorno da bonificação pela outorga da geração, da parcela associada aos custos dos ativos de geração decorrentes de MELHORIAS e AMPLIAÇÕES, dos Encargos de Conexão, dos Encargos de Uso dos Sistemas de Transmissão ou de Distribuição de responsabilidade da Concessionária, da parcela de ajuste pela indisponibilidade e de outros encargos vigentes. Subcláusula Segunda - A RAG será reajustada anualmente pela ANEEL, no dia primeiro de julho, exceto para os anos em que ocorra a revisão tarifária, observado o prazo mínimo legal de 12 (doze) meses da data de realização do leilão para as parcelas de GAG e RBG, conforme equação abaixo: 푅퐴퐺 = (퐺퐴퐺 + 푅퐵퐺 ) × (퐼푉퐼 ) + 퐺퐴퐺 × (퐼푉퐼 − 푋) + 퐸푈 + 퐸퐶 + 푂퐸 ± 퐴푗퐼

푅퐴퐺 : Receita Anual de Geração (R$/ano); 퐺퐴퐺 : Parcela associada ao Custo da Gestão dos Ativos de Geração, referente ao valor ofertado pelo proponente vencedor na licitação (R$/ano); 푅퐵퐺 : Retorno da bonificação pela outorga da geração (R$/ano); 퐺퐴퐺 : Parcela associada ao Custo da Gestão dos Ativos de Geração decorrentes das MELHORIAS e das AMPLIAÇÕES executadas na Usina Hidrelétrica, que abrange os custos regulatórios de operação, manutenção, administração, remuneração e amortização, quando cabíveis (R$/ano); 퐼푉퐼 : Índice de Variação da Inflação que reajustará as parcelas associadas aos custos de gestão de ativos de geração, definido a partir da variação anual acumulada do Índice de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE, e, na hipótese de sua extinção, o índice que vier a sucedê-lo (%); 푋: Percentual a ser definido pela ANEEL no processo de revisão tarifária; 퐸푈 : Encargo de Uso do Sistema de Distribuição ou Transmissão (R$/ano); 퐸퐶 : Encargo de Conexão de responsabilidade da Concessionária (R$/ano); 푂퐸 : Outros encargos vigentes; 퐴푗퐼 : Parcela de ajuste pela indisponibilidade apurada ou pelo desempenho apurado (R$/ano), conforme a modalidade de operação definida pelo ONS, calculada considerando o valor da 퐺퐴퐺 . Subcláusula Terceira – O valor inicial da GAG e do RBG são aqueles constantes do Anexo 2 deste Contrato e corresponde ao lance ofertado no Leilão no XX/XXXX-ANEEL. Subcláusula Quarta - A atualização dos valores dos Encargos de Conexão e de Uso do Sistema decorrentes dos processos tarifários das concessionárias de serviço público de transmissão ou das DISTRIBUIDORAS acessadas pela Concessionária somente será aplicada nos reajustes e nas revisões da RAG. Subcláusula Quinta – No reajuste tarifário, caso o respectivo índice de indisponibilidade apurado ou desempenho apurado seja diferente do valor de referência, a Concessionária terá a RAG acrescida de



parcela AjIt-1 que reflita o atendimento ao padrão de qualidade previsto na Cláusula Oitava, conforme regulação da ANEEL. Subcláusula Sexta - A Concessionária reconhece que a RAG definida no caput e na Subcláusula Primeira, em conjunto com as regras de reajuste e revisão, é suficiente para a adequada prestação dos serviços concedidos e para a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro deste Contrato. Subcláusula Sétima - A Concessionária deverá faturar a RAG observando as COTAS homologadas pela ANEEL e os Contratos de Cotas de Garantia Física de Energia e de Potência, de modo a cobrar de cada DISTRIBUIDORA o equivalente à sua respectiva participação na COTA de garantia física de energia e de potência alocada para o ano em que a cobrança está sendo efetuada. Subcláusula Oitava - Os custos relativos à Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos - CFURH associada à Usina Hidrelétrica serão cobrados do gerador pela ANEEL, devendo ser ressarcidos pelas DISTRIBUIDORAS na proporção das COTAS que recebam da Concessionária, nos termos definidos no Contrato de Constituição de Garantias de Pagamentos via Vinculação de Receitas - CCG. Subcláusula Nona - Caso haja suspensão da situação operacional nos termos da Resolução Normativa nº 583, de 22 de outubro de 2013, e suas alterações posteriores, o pagamento da GAG e da GAGadL será suspenso, durante esse período, na proporção da potência instalada afetada pela suspensão. Subcláusula Décima – Desde que não causada pela Concessionária, a eventual revisão da garantia física da Usina Hidrelétrica, para mais ou para menos, não afetará a RAG da Concessionária, devendo, nesta hipótese, serem recalculadas as COTAS de cada DISTRIBUIDORA. CLÁUSULA SÉTIMA – REVISÃO DA RECEITA ANUAL DE GERAÇÃO - RAG A ANEEL realizará a revisão da RAG nos seguintes termos:

I. A primeira revisão tarifária da RAG ocorrerá no dia primeiro de julho de 2020; II. As demais revisões ocorrerão em intervalos periódicos de 5 (cinco) anos; III. Nas revisões, serão calculados os valores de X, conforme regulação da ANEEL.

Subcláusula Primeira – Nos quatro primeiros reajustes tarifários, o valor de X será igual a zero. Subcláusula Segunda – Nos reajustes subsequentes às revisões, o valor de X será aplicado à 퐺퐴퐺 para compartilhamento com o consumidor de eventuais ganhos de eficiência observados, conforme regulação da ANEEL. Subcláusula Terceira - A Concessionária deverá, mediante ato autorizativo prévio expedido pelo Poder Concedente e com o correspondente estabelecimento de receita, nos termos da Portaria MME nº 418 de 27



de novembro de 2013, executar as AMPLIAÇÕES nas INSTALAÇÕES DE GERAÇÃO, objeto deste Contrato, tendo em vista a prestação do serviço de que é titular. Subcláusula Quarta - Os investimentos prudentemente realizados, de que trata a Subcláusula Primeira, serão avaliados e incorporados à RAG no processo tarifário subsequente, nos termos da Resolução Normativa nº 642, de 16 de dezembro de 2014, e suas alterações posteriores. Subcláusula Quinta – A garantia física incremental de energia e potência decorrente de AMPLIAÇÕES será distribuída em COTAS Subcláusula Sexta - A Concessionária deverá executar as MELHORIAS nas INSTALAÇÕES DE GERAÇÃO, objeto deste Contrato, visando manter a prestação adequada do serviço público de que é titular. Subcláusula Sétima - Os investimentos prudentemente realizados, nos termos da Subcláusula Terceira, serão avaliados e incorporados à RAG, no processo tarifário subsequente, nos termos da Resolução Normativa nº 642, de 16 de dezembro de 2014, e suas alterações posteriores. Subcláusula Oitava – O cálculo da 퐺퐴퐺 decorrente de MELHORIAS levará em consideração a proporção da receita referente ao Ambiente de Comercialização Regulada – ACR, conforme regulamento da ANEEL. Subcláusula Nona - No atendimento ao disposto no § 3º do art. 9º da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, ressalvados os impostos sobre a renda, a criação, alteração ou extinção de quaisquer tributos ou encargos legais, após a assinatura deste Contrato, quando comprovado seu impacto, implicará revisão da RAG, para mais ou para menos, conforme o caso. Subcláusula Décima - Havendo alteração unilateral deste Contrato que afete o equilíbrio econômico-financeiro, devidamente comprovado pela Concessionária, a ANEEL deverá adotar as medidas necessárias ao seu restabelecimento, com efeito a partir da data da alteração. Subcláusula Décima Primeira - A fixação de novos valores da RAG, decorrentes de reajustes e revisões, conforme definidos na legislação e neste Contrato, somente será realizada por meio de ato da ANEEL. IV – DO FUNDAMENTO LEGAL 30. A Portaria nº 218, de 15 de maio de 2015, do Ministério de Minas e Energia, incumbiu a ANEEL da competência para promover, direta ou indiretamente, leilão para licitação de concessões de usinas hidrelétricas – UHE. 31. A Medida Provisória nº 688, de 18 de agosto de 2015 institui a bonificação pela outorga da geração de energia elétrica, mediante alteração da Lei no 12.783, de 11 de janeiro de 2013 e da Lei no 9.478, de 6 de agosto de 1997.



V – DA CONCLUSÃO 32. A presente Nota Técnica propôs uma nova redação para as cláusulas sexta e sétima do modelo de contrato de concessão das usinas hidrelétricas que serão licitadas, conforme Portaria MME n. 218/2015. Foram propostas alterações que: i) fazem distinção da receita associada ao custo de gestão dos ativos de geração existentes em relação à receita decorrente de melhorias e ampliações; ii) detalham a aplicação dos fatores de ajustes da Receita em decorrência da eficiência e da disponibilidade da geração; iii) explicam as regras de incorporação das receitas decorrentes de melhorias e ampliações na receita da Concessionária; e iv) definem melhor as datas de reajuste e revisão, bem como os procedimentos dessas duas etapas. 33. Foi incluída à equação da RAG a parcela correspondente ao Retorno da Bonificação pela Outorga de Geração – RBG, conforme comando da Medida Provisória nº 688, de 18 de agosto de 2015. Essa parcela é apresentada pelo proponente vencedor do leilão e, assim como a receita associada aos custos da geração – GAG, será reajustada anualmente pelo índice de variação da inflação nas datas dos reposicionamentos tarifários (observando-se a Lei nº 10.192/2001) e não estará sujeita a ajustes pelos fatores de correção (X e AjI). Outra alteração consistiu na supressão da subcláusula de revisão tarifária extraordinária, por ser inconsistente com o modelo adotado pela MP nº 688/2015 34. As alterações, supressões e inclusões tiveram como fundamento as características da atividade econômica prestada pela concessionária de geração e a forma de obtenção da outorga para geração de energia. Espera-se que, com a nova redação, os investidores tenham maior clareza e segurança em relação ao modelo econômico que será adotado ao longo da concessão das usinas hidrelétricas no momento da licitação. VI – RECOMENDAÇÃO 35. Recomenda-se o a incorporação das melhorias apresentadas nesta Nota Técnicas, referentes às cláusulas sexta e sétima do modelo de contrato de concessão das usinas hidrelétricas a serem licitadas, conforme a Portaria MME nº 218, de 15/05/2015, e a Medida Provisória nº 688 de 18/08/2015

HÁLISSON RODRIGUES FERREIRA COSTA Especialista em Regulação - SRM

EDUARDO SERRATO Especialista em Regulação - SRM

CLÁUDIO ELIAS CARVALHO Especialista em Regulação - SGT

MARIA LUIZA FERREIRA CALDWELL Especialista em Regulação – SGT



IZUMI RENATA SANTOS TAKADA MARWELL Especialista em Regulação - SRG

MATEUS MACHADO NEVES Especialista em Regulação - SRG

De acordo:

JÚLIO CÉSAR REZENDE FERRAZ Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado

DAVI ANTUNES LIMA Superintendência de Gestão Tarifária - SGT

CHRISTIANO VIEIRA DA SILVA Superintendência de Regulação dos Serviços de

Geração - SRG

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