Nota Técnica nº 238/2015–SRM-SRG/ANEEL

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

Nota Técnica nº 238/2015–SRM-SRG/ANEEL

Em 29 de outubro de 2015.

Processo: 48500.006210/2014-19 Assunto: Critérios para anuência e as demais condições de repactuação do risco hidrológico, nos termos da medida da Medida Provisória n° 688, de 18 de agosto de 2015 – MP 688.

I. DO OBJETIVO

1. Apresentar proposta final de Resolução Normativa com critérios para anuência e as demais condições de repactuação do risco hidrológico, nos termos da medida da Medida Provisória n° 688, de 18 de agosto de 2015 – MP 688.

II. DOS FATOS

2. Em 28 de maio de 2015 foi aberta a Audiência Pública nº 32/2015 – AP 32/2015, com prazo de contribuições até 6 de julho de 2015, cujo objetivo foi obter subsídios e informações adicionais para a discussão conceitual do GSF.

3. Em 5 de agosto de 2015 foi emitida a Nota Técnica nº 134/2015-SRM/SRG/ANEEL, consolidando a análise das contribuições recebidas na AP 32/2015.

4. Em 12 de agosto de 2015 foi emitida a Nota Técnica nº 146/2015-SRM/SRG/ANEEL, com proposta de repactuação com transferência do risco hidrológico dos contratos regulados vigentes de fonte hidrelétrica para os consumidores, mediante redução de preço.

5. Em 18 de agosto de 2015 foi publicada a Medida Provisória n° 688, de 18 de agosto de 2015, dispondo sobre a repactuação do risco hidrológico de geração de energia elétrica e instituindo a bonificação pela outorga de concessão de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.

6. Na 30ª Reunião Pública Ordinária de Diretoria, realizada no dia 18 de agosto de 2015, restou decidido pela abertura da 2ª fase da AP 32/2015, com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento dos instrumentos para a repactuação do risco de que trata a MP 688, ocasião em que também foi exarado o Despacho nº 2.721/2015, negando administrativamente o pleito dos agentes em relação a compensações ao risco hidrológico incorrido.

7. Na 32ª Reunião Pública Ordinária de Diretoria, realizada no dia 1° de agosto de 2015, restou decidido pela abertura da 3ª fase da AP 32/2015, com vistas a obter subsídios para o aprimoramento: (i) da proposta de Resolução Normativa que revisa a Resolução Normativa nº 337, de 11

FL. 2 da Nota Técnica no 238/2015-SRM-SRG/ANEEL, de 29/10/2015.


de novembro de 2008, e a Convenção de Comercialização de Energia Elétrica, aprovada pela Resolução Normativa nº 109, de 26 de outubro de 2004; e (ii) dos aditivos aos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR para extensão do prazo das outorgas vigentes e aos Contratos de Concessão.

8. Na 35ª Reunião Pública Ordinária de Diretoria, realizada no dia 22 de setembro de 2015, restou decidido pela abertura da 4ª fase da AP 32/2015, com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento de minuta de resolução normativa visando definir as condições e os procedimentos para a repactuação do risco hidrológico dos agentes de geração participantes do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE.

III. DA ANÁLISE

9. A Medida Provisória nº 688 – MP 688, de 18 de agosto de 2015, permitiu a repactuação do risco hidrológico atualmente suportado pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, desde que haja anuência da ANEEL.

10. A MP 688 prevê mecanismos diferenciados para essa repactuação, relacionados à energia vendida pelos geradores no Ambiente de Contratação Regulada e não Regulada1, doravante denominados Ambiente de Contratação Regulada – ACR e Ambiente de Contratação Livre – ACL.

11. Como a repactuação depende de anuência da ANEEL, nos cabe definir os critérios de anuência, que respeitem a condição de equilíbrio entre as partes. Além disso, foi inserido comando que prevê o ressarcimento dos resultados obtidos pelos geradores desde janeiro de 2015, com compensação em anos posteriores, de modo que é preciso também regular como se dará a aferição dos resultados já realizados e a forma de compensação.

12. A MP 688 também prevê compensação para a contratação voluntária de reserva de capacidade de geração específica para mitigação do risco hidrológico2, o que também merece regulamentação.

13. O caput do art. 1º da MP 688 apresenta a possibilidade de repactuação nos seguintes termos:

“Art. 1o O risco hidrológico suportado pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE poderá ser repactuado pelos geradores, desde que haja anuência da Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel, com efeitos a partir de 1o de janeiro de 2015, mediante contrapartida dos agentes de geração hidrelétrica.”

14. Do texto se depreende que a repactuação só será válida caso haja anuência da ANEEL e concomitante contrapartida dos agentes de geração hidrelétrica. Também do art. 1º decorre os efeitos da repactuação anuída com contrapartida devidamente dimensionada se dão a partir de janeiro de 2015. Assim, é preciso definir quais os critérios de anuência e como estabelecer a contrapartida adequada aos consumidores, estabelecendo-se mecanismos capazes de gerar efeitos de forma permanente com equilíbrio entre as partes repactuantes (geradores hidrelétricos e consumidores), estendendo-se os mesmos efeitos desde janeiro de 2015.

1 O ambiente denominado na MP de não regulado se refere à contratação livre (entre consumidores e geradores) e também a autoprodução de energia elétrica. 2 Inciso II do §4° do art. 1° da MP 688.



15. Se a Medida Provisória encerrasse seu texto no caput do art. 1º, caberia à ANEEL, na qualidade de anuente, a regulação integral desse mecanismo de repactuação do risco hidrológico. Não obstante, algumas diretrizes são dadas nos parágrafos subsequentes para orientar a regulação da Agência. A primeira dessas diretrizes é a diferenciação dos mecanismos aplicáveis aos blocos de energia contratada no Ambiente de Contratação Regulada - ACR e não contratada no ACR (doravante denominada energia do Ambiente de Contratação Livre – ACL).

III.1 ENERGIA CONTRATADA NO ACR

16. O primeiro bloco, da energia contratada no ACR, tem seu tratamento descrito nos §§ 1º a 3º:

“§ 1º O risco hidrológico repactuado, relativo à energia contratada no Ambiente de Contratação Regulada de que trata o art. 2º da Lei no 10.848, de 15 de março de 2004, será coberto pela Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias, observadas as seguintes condições: I - pagamento de prêmio de risco pelos geradores hidrelétricos, a ser aportado em favor da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias; e II - cessão para a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias dos direitos e das obrigações dos geradores referentes, respectivamente, à liquidação da energia secundária e ao deslocamento de geração hidrelétrica, decorrentes de ajustes do MRE, no Mercado de Curto Prazo. § 2º Será ressarcido aos agentes de geração o resultado do deslocamento de geração hidrelétrica subtraído da liquidação da energia secundária e do prêmio de risco pactuado, referente à energia contratada no Ambiente de Contratação Regulada no ano de 2015, por meio da postergação de pagamento do prêmio de que trata o inciso I do § 1º, com aplicação de taxa de desconto. § 3º Não havendo prazo remanescente de contrato de venda de energia que permita o ressarcimento de que trata o § 2º, os agentes de geração poderão optar por quaisquer dos seguintes instrumentos: I - extensão do prazo das outorgas vigentes, com base nos preços contratados e compatível com o ressarcimento de que trata o § 2º, limitado a quinze anos, com direito de celebração de contrato de energia no Ambiente de Contratação Regulada coincidente com a extensão de prazo da outorga, mantidas as condições contratuais vigentes, ressalvada a repactuação do risco hidrológico; e II - extensão do prazo das outorgas vigentes, com base em preço de referência compatível com o ressarcimento de que trata o § 2º, limitado a quinze anos, dispondo o gerador livremente da energia.”

17. O § 1º explicita que a contrapartida necessária para garantir a eficácia da repactuação do risco hidrológico, a ser oferecida pelos geradores com energia contratada no ACR, se dá pelo pagamento de um prêmio depositado na Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias.

18. O dispositivo segue estabelecendo que o pagamento desse prêmio seja aliado à cessão de direitos e obrigações vinculados à geração de energia secundária e ao deslocamento da geração hidrelétrica, decorrente de ajustes do MRE, no Mercado de Curto Prazo - MCP.



19. Nesse ponto, é importante observar que as transações ocorridas dentro do MRE possuem efeitos indiretos no MCP. O resultado do MCP depende da geração hidrelétrica verificada em cada mês e das decisões tomadas pelos agentes em relação à sazonalização de garantia física no MRE e ao montante de energia transacionado em contratos.

20. A existência de ajustes ou energia secundária não implica, respectivamente, falta ou sobra de recursos energéticos para atendimento de contratos de venda. Um agente pode ter energia secundária e ficar exposto ao MCP, pois seu recurso energético total, dado pela energia alocada pelo MRE, pode ser menor que sua obrigação de entrega contratual no respectivo mês e vice-versa.

21. Assim, o próprio conceito de deslocamento da geração hidrelétrica com efeitos no MCP não é autoaplicável, sendo dependente do mecanismo de repactuação que se deseja implementar, considerando quais são os efeitos permanentes da repactuação e quais as implicações da retroação desses efeitos a janeiro de 2015.

22. Para o caso da energia contratada no ACR, já na NT 193/2015 foi explicitado que a repactuação deve observar somente os efeitos hidrológicos, desconsiderando as estratégias de sazonalização3. Desse modo, o deslocamento da geração hidrelétrica utilizado como referência para aplicação do mecanismo compara a energia alocada pelo MRE com a garantia física uniforme, auferindo o desempenho exclusivo dos fatores hidrológicos. Esse resultado é transferido ao consumidor na proporção do risco repactuado, ou seja, trata-se de uma transferência de efeitos do risco de uma parte para a outra, expurgados os fatores não hidrológicos, independentemente do resultado efetivamente obtido pelo gerador no MCP.

23. Assim, o prêmio de risco da energia contratada no ACR deve ser necessariamente diferente do prêmio de risco da energia do ACL, que, como se verá adiante, não cuida de repactuação via transferência de risco, mas via transferência de proteção (hedge).

24. Essa sistemática perene de repactuação via transferência do risco hidrológico entre as partes, implica o recálculo dos resultados de 2015 para os geradores, tendo em vista a previsão de retroatividade contida no caput do art. 1º. Esse recálculo é descrito no § 2º, no qual se estabelece que a diferença positiva em prol do gerador, decorrente da aplicação retroativa, deve ser amortizada pela postergação de pagamento do prêmio em anos subsequentes, enquanto durar o contrato de venda.

25. Percebe-se que há uma integridade nos conceitos explorados na NT 193/2015. O mecanismo de repactuação é perene, com efeitos a partir de janeiro de 2015, ou seja, não é possível aplicar uma sistemática para um ano e outra sistemática nos demais. Esse entendimento implica que o deslocamento hidráulico de referência e o respectivo prêmio de risco devem ser compatíveis com a modalidade de repactuação do risco hidrológico via transferência de risco, não sendo aplicáveis à modalidade de repactuação via transferência de hedge, destinada à energia do ACL.

26. É justamente por isso que o deslocamento hidráulico de referência e o prêmio de risco associado variam em função do mecanismo a ser implementado4, o que permite a elaboração de produtos diferenciados de repactuação do risco hidrológico no ACR, considerando os dispositivos elencados na MP

3 Essa interpretação está refletida na formulação proposta no art. 3° da minuta de Resolução disponibilizada na 4ª fase da AP 32/2015. 4 O que por consequência afeta o resultado a ser compensado em relação ao ano de 2015, o qual se trata apenas de aplicação retroativa da sistemática perene de repactuação do risco hidrológico.



688. Esses produtos serão apresentados em seção específica que dispõe sobre o cálculo do prêmio de risco no ACR.

27. Finalizando os dispositivos que tratam da repactuação aplicável à energia contratada no ACR, a MP traz no § 3º do art. 1º a possibilidade de extensão da concessão, hipótese aplicável caso o prazo do contrato de venda não seja suficiente para amortizar o resultado da retroação do mecanismo ao ano de 2015.

28. Na NT 193/20155 foi proposto que, antes de estender a outorga, fosse estendido o contrato de venda, no bojo dos critérios de anuência a serem estabelecidos pela ANEEL. Isso porque, a MP 688 trata de um mecanismo perene de repactuação de risco hidrológico, de modo que a proposta feita buscou evitar que um agente gerador adepto à medida fique com um intervalo em sua outorga sem a proteção do risco repactuado, voltando a gozar da proteção apenas no período de extensão dessa outorga.

29. Assim, a extensão da outorga só ocorreria caso não houvesse prazo de outorga suficiente para estender o contrato de venda no ACR em período capaz de amortizar o resultado de 2015. Para o consumidor, essa sistemática eliminaria o risco de recontratação do montante de reposição. Para o gerador, reduzir-se-ia a possibilidade de ocorrência de um intervalo de tempo sem cobertura do risco hidrológico, que só aconteceria caso o prazo necessário de vigência do contrato de venda para amortização de 2015 se encerrasse antes do fim da outorga original.

30. Alguns agentes questionaram a legalidade da extensão do contrato de venda, por não haver previsão expressa na MP 688, além de argumentarem que não há vantagem para o gerador na extensão do contrato de venda. A vantajosidade para o gerador está bem conFigurada justamente porque a extensão do contrato de venda protege o gerador do risco hidrológico durante o prazo estendido. Além disso, ainda que não haja previsão expressa na MP 688, a proposta feita na NT 193/2015 não é conflitante com a MP 688, podendo ser interpretada como critério de anuência à repactuação.

31. Não obstante, é fato que a proposta inicial apresentada na NT 193/2015 limita a possibilidade de alguns agentes aderirem, em função de já terem tomado decisões de venda a prazo mais longo, não dispondo de energia suficiente para estender seus contratos de venda atuais no ACR. Além disso, contratos com vencimento próximo vinculados a UHEs possuem um preço elevado, sendo possível que o consumidor consiga contratar o montante de reposição a preços mais baixos.

32. Também é preciso ressaltar que alguns contratos possuem vedação legal para prorrogação, de modo que a ANEEL não poderia exercer seu critério de anuência. Assim, propõe-se afastar a previsão de extensão de prazo dos contratos de venda. Dessa forma, a compensação do resultado de 2015 que não tenha sido amortizada integralmente pela postergação do pagamento do prêmio, em função de o prazo do contrato original de venda no ACR ser insuficiente, se dará necessariamente por extensão do prazo de concessão. Para o período de extensão, o agente poderá negociar sua energia livremente ou recontratá-la nas condições originais6, escolha que deverá ser feita na assinatura do termo de repactuação.

5 Complementada pela Nota Técnica nº 197/2015-SRM/SRG/ANEEL. 6 Exceto contraparte e montante. O novo contrato será multilateral e o montante contratado considerará toda a garantia física da UHE, observada a repactuação de parcela dessa garantia física no ACL.



33. Outro ponto afeto aos critérios de anuência a serem estabelecidos pela ANEEL no âmbito da competência conferida pela MP 688 é a elegibilidade da energia no mecanismo do ACR ou do ACL. Na NT 193/2015 foi proposta a exclusão da possibilidade de adesão em qualquer ambiente dos agentes que puderam repactuar o risco hidrológico no âmbito da oferta de renovação do contrato de concessão por 30 anos em regime de cotas promovida pela Medida Provisória nº 579/2012, convertida na Lei 12.783/2013.

34. O consumidor poderia estar se beneficiando desde 2013 com o ingresso dessa energia ao regime de cotas e teria arcado com o risco hidrológico desde então. Agora que as outorgas desses agentes têm vencimento próximo, não haveria vantagem para o consumidor numa repactuação retroativa a 2015, a qual, ainda por cima, postergaria ainda mais o ingresso dessa energia ao regime de cotas. Nesse ponto, mantemos o entendimento.

35. Ainda quanto à elegibilidade, propusemos que só seria elegível ao mecanismo do ACR a energia vinculada a contratos com vigência mínima até dezembro de 2016. Também mantemos esse entendimento. A MP 688 trata de um regime de repactuação do risco hidrológico com efeitos perenes e futuros, sendo a retroação uma excepcionalidade conferida como benefício aos geradores. Não há como retroagir um mecanismo se ele não é aplicável em 2016 em função de o agente não estar mais contratado no ACR. Assim, para que o agente não seja excluído da possibilidade de repactuação, sua participação se daria no mecanismo do ACL.

36. Por fim, foi proposto que só seriam elegíveis para o ACR os contratos de venda com lastro identificável e exclusivo oriundo de usina hidrelétrica. Esse critério busca evitar a repactuação de contratos no ACR com lastro genérico, misto ou não identificável, cuja precificação envolve estratégias de portfólio, e não apenas risco hidrológico. Essas estratégias não possuem relação com a definição do prêmio de risco.

37. Além disso, contratos dessa natureza permitem que uma mesma planta possa ser citada como lastro em vários contratos (ou vários produtos com durações distintas) e também que um mesmo contrato (ou mesmo produto) misture em seu lastro plantas geradoras com outorgas distintas e fontes diversas.

38. Nesse sentido, sem excluir os agentes da possibilidade de repactuação, mantemos o entendimento de que o critério de anuência mais adequado é o endereçamento dessa energia para o mecanismo do ACL, de modo que cada usina ficaria com seu risco repactuado, com a precificação adequada de prêmio de risco via transferência de hedge.

III.2 ENERGIA DO ACL

39. Em relação à energia do ACL, as diretrizes do mecanismo de repactuação do risco hidrológico são tratadas nos §§ 4º e 5º do art. 1º da MP 688:

“§ 4º A parcela do risco hidrológico vinculado à energia não contratada no Ambiente de Contratação Regulada será repactuada por meio da assunção pelos agentes de geração de direitos e obrigações vinculados à energia de reserva de que trata o art. 3º-A da Lei no 10.848, de 2004, observadas as seguintes condições: I - pagamento de prêmio de risco pelos geradores hidrelétricos a ser aportado na Conta de Energia de Reserva - Coner;



II - contratação voluntária pelos agentes de geração, de reserva de capacidade de geração específica para a mitigação do risco hidrológico, que poderá ser definida pelo Ministério de Minas e Energia, a partir de estudo realizado pela Empresa de Pesquisa Energética - EPE, cujos custos não serão rateados com os usuários finais de energia de reserva do Sistema Interligado Nacional - SIN; e III - ressarcimento da diferença entre as receitas e os custos associados à energia de reserva de que trata o inciso II por meio da extensão do prazo das outorgas vigentes, limitado a quinze anos. § 5º Será ressarcido aos agentes de geração o resultado do deslocamento de geração hidrelétrica subtraído da liquidação da energia secundária e do prêmio de risco pactuado na forma do inciso I do § 4o, referente à energia contratada no Ambiente de Contratação Livre ou destinada à autoprodução para consumo próprio no ano de 2015, por meio de quaisquer dos seguintes instrumentos: I - extensão de prazo da outorga, limitado a quinze anos, dispondo o gerador livremente da energia; e II - direito de celebração de contrato de energia no Ambiente de Contratação Regulada, coincidente com a extensão de prazo da outorga, limitado a quinze anos, a preços e condições a serem estabelecidas pela Aneel.”

40. A diferença fundamental em relação à proposta do ACR é que a repactuação de risco no ACL não se dá via transferência do risco entre as partes, mas via transferência do hedge representado pela energia de reserva, conforme § 4º. Essa diferença exige que se definam critérios de anuência diferenciados no ACL e se aplique mecanismo específico, a fim de se manter a integridade do disposto no caput do art. 1º da MP 688, que prevê a repactuação do risco hidrológico com contrapartida ao consumidor, produzindo efeitos desde 2015.

41. A NT 193/2015 descreveu os critérios que equilibram a transferência da energia de reserva existente vis-à-vis os benefícios da retroação do mecanismo ao ano de 2015 e da compra de capacidade incremental de energia de reserva.

42. Nesse aspecto, é preciso ressaltar que o § 5º disciplina tão somente à aplicação retroativa do § 4º, de modo que o deslocamento da geração hidrelétrica do ACL se refere ao resultado que seria evitado pela transferência do uso da energia de reserva existente durante o ano de 2015, aplicando-se neste ano a mesma sistemática perene da operacionalização do mecanismo de repactuação dos anos subsequentes, de forma a atender integralmente ao comando dado no caput do art. 1º.

43. Interpretações distintas, como as sugeridas em algumas contribuições7, cotejam que o ano de 2015 teria um tratamento diferenciado em relação aos anos subsequentes, ainda que o prêmio pago nesse ano seja exatamente igual ao pago nos anos subsequentes.

44. Isso equivaleria a dizer que não haveria integridade na relação de repactuação de risco com contrapartida, na medida em que estariam sendo ressarcidos os efeitos ocorridos em 2015 mediante

7 Como exemplo, citamos as contribuições recebidas da APINE, COPEL, CEMIG, Light, CPFL, Duke, ABRAGE, CEEE, ABCE, Excelência Energética, AES Tietê e Cia Geração de Energia Pilão na 4ª fase da AP 32/2015.



a exigência de um prêmio que não é adequado à relação repactuada, a qual prevê explicitamente a transferência de hedge entre as partes8.

45. Caso o resultado a ser compensado em relação a 2015 não seja dependente do volume de reserva existente repactuado, criaríamos um estímulo para que os agentes buscassem adquirir o menor montante possível de energia de reserva existente, pois o resultado a ser ressarcido em 2015 aumentaria quanto menor esse montante. Ou seja, a leitura dos agentes implica que o benefício do ressarcimento seria tanto maior quanto menor o ônus de se obtê-lo, ferindo a lógica econômica da repactuação e ignorando a contrapartida ao consumidor.

46. Para tratar o equilíbrio dessa relação, a NT 193/2015 estabeleceu que o prêmio associado à transferência da energia de reserva seria o próprio custo dessa energia, a partir do diagnóstico de que ela é um seguro bastante custoso para seu usuário.

47. Nesse sentido, eximir o consumidor do pagamento da reserva existente durante a vigência da outorga do gerador optante pela repactuação já seria uma contrapartida adequada, ainda que o mecanismo fosse retroagido a 2015.

48. Não obstante, seria preciso estabelecer um nível mínimo de reserva existente que o gerador hidrelétrico seria obrigado a reter durante seu prazo original de outorga, tendo em vista o benefício complementar de comprar capacidade incremental de energia de reserva com integral ressarcimento de eventuais perdas no usufruto desse incremento, conforme disposto nos incisos II e III do § 4º do art. 1º da MP 688. O estabelecimento desse mínimo busca estabelecer uma restrição orçamentária para o gerador optante pela repactuação no ACL, conforme Figura 1.

Figura 1 – Restrição orçamentária do gerador

49. A inserção dessa restrição orçamentária é importante porque, quanto maior o prazo de outorga original do gerador, maior é o incentivo econômico do carregamento da reserva incremental, dada

8 Repete-se o comando do § 4º: A parcela do risco hidrológico vinculado à energia não contratada no Ambiente de Contratação Regulada será repactuada por meio da assunção pelos agentes de geração de direitos e obrigações vinculados à energia de reserva de que trata o art. 3º-A da Lei no 10.848, de 2004.



a integral compensação do usufruto dessa reserva em extensão do prazo de concessão. Em caso de opção livre, os geradores com maior prazo de outorga poderiam optar por levar uma quantidade irrisória de reserva existente apenas para se habilitarem à compra de reserva incremental, mesmo que isso implicasse um menor ressarcimento para o ano de 2015.

50. Na NT 193/2015, foi proposto que o meio de tornar essa escolha mais equilibrada do ponto de vista do consumidor seria a partir da imposição de uma restrição financeira ao gerador repactuante associada ao pagamento de um montante mínimo de energia de reserva existente durante todo o prazo remanescente da outorga. Esse pagamento se manteria, portanto, concomitante ao pagamento da energia de reserva incremental, quando essa entrasse em operação. Fazendo isso, o gerador beneficiar-se-ia em extensão de prazo de outorga pelo uso da reserva incremental e pela retroação do uso da reserva existente no ano de 2015, além de estar protegido contra a redução da garantia física.

51. Alguns agentes, além de desconsiderarem o benefício da redução da garantia física, argumentaram que o mínimo imposto para contratação da reserva existente estava muito elevado, tornando a repactuação no ACL inviável. Nessa perspectiva, propomos um aprimoramento em relação ao disponibilizado na NT 193/2015, preservando a lógica da imposição de uma restrição financeira ao gerador, mas tornando a escolha flexível.

52. Nessa nova proposta, o agente poderá contratar energia de reserva incremental em montante igual ao solicitado de energia de reserva existente no momento da repactuação e não terá direito à compensação pela redução da garantia física. A solicitação de energia de reserva existente não será limitada. Quanto mais energia de reserva existente o agente solicitar, mais reserva incremental poderá ser adquirida e maior será o resultado compensado do ano de 20159. Caso o volume solicitado de energia de reserva existente não possa ser integralmente atendido, o agente poderá utilizar essa frustração no atendimento como direito de compra de reserva incremental. A nova lógica de tratamento da restrição orçamentária é apresentada na Figura 2.

Figura 2 – Nova proposta de tratamento da restrição orçamentária do gerador.

9 A compensação máxima de 2015 se dará pelo desempenho da geração hidrelétrica observada em relação à garantia física do MRE.



53. Para que a relação com o consumidor fique equilibrada, mantemos a proposta de que a energia de reserva existente deve ser paga durante todo o prazo remanescente de outorga. Além disso, o deslocamento hidráulico de referência para ressarcimento do ano de 2015 deve ser o resultado da geração da energia de reserva solicitada para esse ano10.

54. Com essa sistemática os geradores com pouco prazo remanescente de outorga, que terão pouco ou nenhum período de usufruto da reserva incremental, tomarão sua decisão buscando equilibrar o ressarcimento de 2015 com o ônus de carregar a reserva existente repactuada nesse prazo remanescente de outorga. Já os geradores com prazo mais longo, darão maior valor à oportunidade de contratar reserva incremental, sopesando a compensação dos resultados de 2015 com um maior período de carregamento da reserva existente.

55. Em relação às alternativas de contratação no período de extensão de prazo de outorga para compensar os resultados de 2015 ou do uso da reserva incremental, a proposta da NT 193/2015 restringia a opção de contratação ao ambiente livre, para evitar desequilíbrios no balanço contratual do ACR. Essa restrição se deveu à redação do § 5º atribuir dois instrumentos de ressarcimento sem explicitar que esses instrumentos seriam de livre escolha dos geradores11, de modo que a escolha caberia à ANEEL na qualidade de anuente da repactuação.

56. Não obstante, alguns agentes apresentaram pleitos sobre a dificuldade de securitizar os direitos emergentes da extensão de prazo caso não haja opção de venda no ACR com condições preestabelecidas.

57. Assim sendo, consideramos que é viável disponibilizar essa opção aos geradores repactuantes no ato da repactuação. Os efeitos nos balanços contratuais das distribuidoras ocorreriam também se as usinas hidrelétricas virassem cotas, pois elas teriam ingresso compulsório no portfólio de compra, de modo que não há alteração nesse aspecto. Considerando isso, estabelece-se ainda que a venda dessa energia no ACR no período de extensão de outorga se dê pela mesma regra de alocação da energia proveniente de cotas de usinas vencidas.

III.3 DOS DISPOSITIVOS APLICÁVEIS AOS DOIS AMBIENTES

58. Trataremos agora da discussão dos dispositivos gerais, aplicáveis aos dois ambientes. Todavia, antes de avançar nos demais dispositivos da MP 688 é preciso discutir qual será o critério de extensão de prazo de outorga para usinas que optem por se proteger em parte com o mecanismo do ACR e em parte com o mecanismo do ACL, podendo constituir ativo financeiro oriundo dos dois mecanismos. Não faz sentido que a extensão de prazo de outorga de uma usina se dê em parcelas distintas, pois se trata de um único bem público concedido, independente dos arranjos comerciais e societários adotados por seus titulares.

59. Daí decorre que, no prazo de extensão da outorga, toda a garantia física deve ser utilizada para amortização do ativo financeiro constituído, ainda que represente mais do que o montante

10 Assumindo um PLD médio de R$ 271/MWh para 2015 e uma geração de reserva uniforme custando R$ 207/MWh, cada unidade de reserva adquirida representa uma compensação de R$ 64/MWh. Em termos da garantia física hidrelétrica, cada ponto percentual de energia de reserva existente adquirida em hedge geraria um ativo de R$0,64/MWh. 11 No caso do mecanismo do ACR, está bastante claro no § 3º que “os agentes de geração poderão optar por quaisquer dos seguintes instrumentos”.



inicialmente repactuado do risco hidrológico. Além disso, é preciso definir quais as opções disponíveis para os geradores realizarem a extensão, se por meio da recontratação da energia no ACR mantidas as condições do contrato original ou se a contratação no ACR por meio de preço de referência. Caso a opção seja pela livre negociação da energia, não há conflito, pois esta opção é disponível nos dois mecanismos.

60. Para tratar essa questão, propomos que a opção de contratação no ACR se dê em dois produtos, compatíveis com as proporções da energia pactuada em cada mecanismo. A margem líquida oriunda dessa contratação mista será calculada de maneira ponderada, estabelecendo-se um único prazo de extensão de outorga capaz de amortizar o somatório dos ativos constituídos em cada ambiente.

61. Feitos esses esclarecimentos, voltamos à MP 688, discutindo os demais dispositivos de aplicação geral:

“§ 6º A repactuação do risco não inclui os efeitos de perdas elétricas da rede básica, de consumo interno e de indisponibilidade de geração. § 7º A Aneel estabelecerá o prêmio de risco, os preços de referência e a taxa de desconto de que trata esse artigo. § 8º As revisões ordinárias de garantia física das usinas participantes do MRE que impliquem alteração da garantia física utilizada como base para a repactuação do risco hidrológico de que trata o caput poderão ensejar alteração, pela Aneel, do preço dos contratos de que tratam o inciso I do § 3º e o inciso II do § 5º ou da extensão do prazo da outorga. § 9º O agente de geração, incluindo o grupo econômico do qual faz parte, que possuir ação judicial em curso na qual requeira isenção ou mitigação de riscos hidrológicos relacionados ao MRE, deverá, como condição para valer-se da repactuação prevista no caput, desistir da ação judicial e renunciar a qualquer alegação de direito sobre a qual se funde a referida ação, protocolando requerimento de extinção do processo com resolução do mérito, ficando dispensados os honorários advocatícios em razão da extinção da ação.”

62. O § 6º possui uma particularidade associada à sua aplicação a pequenas centrais hidrelétricas – PCHs no ACR. No atual arcabouço regulatório, os efeitos das indisponibilidades de usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente são capturados pela apuração da geração média. No caso de descumprimento de metas de geração média, a usina hidrelétrica é desligada compulsoriamente do MRE, devendo manter-se nessa situação por pelo menos um ano.

63. Por essa razão foi proposto na NT 193/2015 que, mesmo em caso de exclusão do MRE, as usinas hidrelétricas continuassem pagando o prêmio associado à transferência do risco hidrológico até o fim de sua concessão, pois o contínuo pagamento do prêmio compensaria o fato de as usinas terem sido ressarcidas por indisponibilidade enquanto estavam no mecanismo.

64. Para a versão final de minuta de REN, mantemos a proposta de que, no caso de usinas hidrelétricas desligadas compulsoriamente do MRE (que inclui efeitos das indisponibilidades), o montante do risco hidrológico a ser transferido aos consumidores seja zero, mas que o gerador hidráulico mantenha o pagamento do prêmio como contrapartida às indisponibilidades ora assumidas pelos consumidores.



65. Por outro lado, não é razoável exigir que usinas hidrelétricas que tenham pagado o prêmio por um curto período enquanto estiveram no MRE e permaneçam desligadas do MRE por um período maior, mantenham o pagamento do prêmio durante todo o período em que estejam desligadas do MRE. Desse modo, sugerimos que, enquanto a usina hidrelétrica estiver desligada do MRE, o pagamento do prêmio deve ser por prazo igual àquele em que o gerador hidráulico efetuou o pagamento do prêmio relativo à usina hidrelétrica enquanto ela esteve no MRE.

66. No caso de usinas hidrelétricas para as quais o gerador hidráulico opte por retirá-las do MRE, o raciocínio é o mesmo, incluindo um motivo adicional, qual seja: evitar a possibilidade de arbitragem do gerador hidráulico pela relação prêmio de risco x transferência de risco.

67. Em outras palavras, caso não houvesse a obrigação do gerador hidráulico em manter o pagamento do prêmio enquanto a usina hidrelétrica estivesse desligada voluntariamente do MRE, o gerador hidráulico poderia, em anos em que a hidrologia é mais favorável, retirar sua usina hidrelétrica do MRE, deixando de recolher o prêmio à Conta Bandeiras e, em anos em que a hidrologia é desfavorável, optar pelo retorno ao MRE e consequente repactuação mediante transferência dos custos da escassez hidrológica ao consumidor e pagamento do prêmio. Assim, a proposta final objetiva também minimizar essa capacidade de arbitragem do gerador hidráulico, mantendo a proporcionalidade nos pagamentos do prêmio enquanto a usina estiver desligada do MRE.

68. O § 7º reforça a competência da ANEEL em regular a matéria. O dispositivo não retira da agência a responsabilidade por regular outros pontos da MP 688 no exercício de sua função de anuente da repactuação, tendo em vista que os dispositivos, em sua maioria, não são autoaplicáveis.

69. O § 8º, por sua vez, trata das revisões de garantia física. É importante enfatizar esse dispositivo, pois ele legitima o prêmio de risco proposto para o ACR, que combina a transferência do risco hidrológico com a proteção da redução da garantia física a fim de se ancorar numa redução de preço de 10%.

70. Ressaltamos ainda que o risco de redução de garantia física não pode ser desprezado. O Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998, prevê a revisão da garantia física das usinas hidrelétricas a cada 5 anos, ou em prazo menor, caso ocorra fato relevante. Isso significa que um contrato de concessão de um empreendimento hidrelétrico com duração de 30 anos, pode ter sua garantia física revista em pelo menos seis oportunidades.

71. Justamente em função da recorrência do evento fixada no regulamento, o próprio Decreto nº 2.655 estabelece uma perda máxima de 10% da garantia física inicial ao longo do horizonte contratual, limitando os efeitos cumulados dessas revisões. O fato de esse recálculo não ter sido executado pelos órgãos competentes com a periodicidade prevista, não exclui a existência da previsão regulamentar, que pode ser avocada a qualquer momento para regularizar essa periodicidade e garantir a eficácia do dispositivo.

72. O §8º estabelece que a ANEEL poderá repercutir os efeitos de reduções na garantia física em benefício dos agentes, de modo que essa repercussão só faz sentido se realizada em respeito ao comando do caput do art. 1º, que prevê uma repactuação equilibrada do risco entre as partes com a devida contrapartida. Portanto, no caso do ACL, considerando a flexibilidade conferida ao gerador na escolha do montante de energia de reserva existente a ser adquirido, o qual sopesa o ressarcimento de 2015 e confere direito ao gerador à compra de energia de reserva incremental, e que não há contrapartida ao consumidor, entendemos não haver razoabilidade em oferecer o benefício.



73. Por fim, o § 9º apresenta o critério de desistência das ações judiciais para que o agente possa repactuar o risco hidrológico em qualquer ambiente. Sobre esse aspecto, é preciso fazer esclarecimentos em relação ao conceito de grupo econômico. O intuito da MP é promover a postura ativa do agente na resolução de mérito de ação ajuizada requerendo isenção ou mitigação de riscos hidrológicos relacionados ao MRE.

74. Assim, se uma sociedade de propósito específico, por exemplo, apresentar desistência de ação judicial com o objetivo de repactuar o risco, é preciso que essa sociedade informe quais de seus sócios constituíram o bloco majoritário favorável à essa decisão, demonstrando ainda que esses sócios adotaram a mesma postura em ações autônomas ou impetradas por sociedades nas quais são majoritários.

III.4 PRÊMIO DE RISCO DO ACR

75. Para realizar uma análise profunda a respeito do valor esperado do risco hidrológico e, consequentemente, do prêmio associado a esse risco, avaliamos a precisão do valor projetado pelo modelo computacional utilizado no setor. Consideramos as projeções realizadas pela CCEE no início do período seco de cada ano (rodada do início de maio), observando o horizonte até julho de 2015. Os dados são do armazenamento do subsistema SE/CO.

Figura 3 – Armazenamento projetado e realizado

76. O Figura 3 demonstra que o modelo computacional tem sido incapaz de prever hidrologias críticas, o que é natural, tendo em vista que a previsão de vazões em horizontes mais longos é feita convergindo à média de longo termo da energia natural afluente - ENA. Assim, mais importante do que constatar o erro preditivo elevado do modelo em comparação a um cenário de hidrologia desfavorável, é preciso ver se a trajetória de recuperação dos reservatórios em caso de reversão da ENA à média é uma trajetória crível.

77. Para tanto, fizemos um exercício de consistência das previsões resultantes dos modelos computacionais comparando a recuperação dos reservatórios realizada com a estimada. Num ano em que há inversão da hidrologia, os reservatórios entram numa curva ascendente, retomando níveis razoáveis.



Essa capacidade de recuperação dos reservatórios pode ser analisada comparando-se mês do ano A com o mesmo mês no ano A+1.

78. A comparação de um mesmo mês expurga efeitos sazonais e captura uma inversão da tendência ao longo dos últimos 12 meses. Assim, analisamos o histórico de 1996 a 2015, olhando só os períodos de recuperação dos reservatórios e construímos uma Tabela de frequência. As 105 observações que apresentam recuperação do armazenamento representam 47% do total de observações, sendo que as restantes indicam trajetória descendente ou deplecionamento, conforme Tabela 1.

Tabela 1 – Recuperação dos níveis de armazenamento

Realizado

Recuperação anual

Freq. Relativa

Freq. Absoluta

Freq. Acumulada

30%+ 2,86% 3 2,86%

25%-30% 8,57% 9 11,43%

20%-25% 8,57% 9 20,00%

15%-20% 10,48% 11 30,48%

10%-15% 16,19% 17 46,67%

5%-10% 22,86% 24 69,52%

0%-5% 30,48% 32 100,00%

100,00% 105

79. As 3 maiores recuperações aconteceram entre abril, maio e junho de 2002, período em que o SIN recuperou 30%, 33%, 30% da sua capacidade de armazenamento em relação aos mesmos meses de 2001. Como pode se ver na Tabela 2 para o ano de 2002, que foi o melhor ano, a recuperação dos armazenamentos possui permanência no tempo, dado que a recuperação de um mês influencia o mês seguinte.

Tabela 2 – Recuperação anual dos níveis de armazenamento do SIN em 2002

80. Essa informação é interessante para que possamos comparar o comportamento observado com a previsão de recuperação anual prevista para 2016 conforme acompanhamento diário do SIN divulgado pela CCEE para 5 de outubro. Como é possível observar na Tabela 3, a previsão da CCEE prevê o ano de 2016 com um ano de inversão de tendência hidrológica e recuperação dos reservatórios.

Mês EArm% SIN

Recuperação

Anual

jan 49% 9%

fev 64% 24%

mar 70% 29%

abr 68% 31%

mai 68% 33%

jun 64% 30%

jul 58% 27%

ago 52% 25%

set 48% 25%

out 41% 18%

nov 38% 15%

dez 40% 9%

2002



Tabela 3 – Recuperação anual dos níveis de armazenamento do SIN prevista para 2016.

81. Chama a atenção a recuperação anual prevista para 2016, tanto em valor como em permanência. Nesse pequeno intervalo, com 14 valores e, que captura o ano de recuperação dos reservatórios, ocorrem dez valores (destacados em cinza) com recuperação substancialmente superiores ao máximo histórico e elevada permanência, o que indica um otimismo exacerbado do modelo computacional, de modo que o risco calculado deve ser olhado com reserva.

82. Um das razões que pode explicar esse otimismo é o uso de reservatórios equivalentes na modelagem do NEWAVE, o que implica maior volume de água útil e maior liberdade de operação (otimização com menos restrições). Para testar essa hipótese, observamos o histórico de armazenamento desde 1996 até 2015 (20 anos). Como pode ser observado na Figura 4, o subsistema SE/CO nunca ficou acima de 90% de armazenamento, o que também jamais ocorreu para o SIN.

Figura 4 – Armazenamento realizado desde 1996 (base de dados disponível no site do ONS)

Mês EArm% SINRecuperação

Anual

out-15 31% 8%

nov-15 32% 13%

dez-15 37% 15%

jan-16 46% 25%

fev-16 58% 35%

mar-16 72% 42%

abr-16 77% 42%

mai-16 79% 42%

jun-16 79% 41%

jul-16 76% 35%

ago-16 71% 35%

set-16 67% 34%

out-16 66% 35%

nov-16 65% 33%

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

60,00%

70,00%

80,00%

90,00%

100,00%

0%

3%

6%

8%

11

%

13

%

16

%

18

%

21

%

23

%

26

%

29

%

31

%

34

%

36

%

39

%

41

%

44

%

46

%

49

%

51

%

54

%

57

%

59

%

62

%

64

%

67

%

69

%

72

%

74

%

77

%

80

%

82

%

85

%

87

%

90

%

92

%

95

%

97

%

10

0%

Energia armazenada % desde 1996

SE/CO

SUL

NORTE

NORDESTE

SIN



83. Não obstante, na métrica utilizada para fins de cálculo de garantia física12, o subsistema SE/CO fica com 100% de armazenamento durante aproximadamente 26% do tempo, conforme Figura 5, não aderindo aos dados históricos, que nunca chegaram a 90%.

Figura 5 – Armazenamento projetado pelo NEWAVE sem influência de níveis de partida

84. Outra hipótese para explicar o descolamento dos resultados é a própria projeção da ENA pela Média de Longo Termo - MLT, a qual parte de uma hipótese de estacionariedade. Se observarmos os dados do ONS, que constituem o histórico operativo na modalidade de despacho centralizado, ou seja, são os melhores disponíveis para comparação com a realidade atual, temos uma série de ENA para cada subsistema desde janeiro de 2000 até agosto de 2015. Como é possível ver na Tabela 4, a presunção de estacionariedade parece ser um problema no subsistema Nordeste, no qual a média está distanciada em um desvio padrão da MLT, tomada ao longo da reconstituição hidrológica de longo prazo13.

Tabela 4 – Análise do comportamento da ENA (base de dados disponível no site do ONS)

85. Esses fatores se manifestam na aferição do valor esperado do risco hidrológico, o qual deve ser pautado pelas variáveis que influenciam a operação real. Além disso, há muitos outros fatores que afetam a operação real e concorrem para a volatilidade do desvio da previsão, tais como14: (i) a existência de limites operativos mínimos, que reduzem o volume útil dos reservatórios; (ii) a existência de volumes de reserva máximos (função de volumes de espera), a partir dos quais o vertimento de uma cascata deve ser iniciado ainda que os reservatórios não estejam com 100% de sua capacidade, para fins de controle de cheias; (iii) a existência de inflexibilidade em parte do bloco termoelétrico; (iv) a

12 Essa prática busca retirar a influência dos níveis de partida da energia armazenada nos reservatórios, observando os resultados obtidos a partir do décimo ano de simulação. 13 Histórico hidrológico do SIN reconstituído desde o ano de 1931 até 2013. 14 Esse constitui um dos princípios basilares que justificam a adoção da opção de simulação na modalidade estática, cujos resultados procuram refletir exclusivamente a flutuação ordinária do fenômeno estocástico das afluências.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0%

3%

6%

9%

11

%

14

%

17

%

20

%

23

%

26

%

29

%

31

%

34

%

37

%

40

%

43

%

46

%

49

%

51

%

54

%

57

%

60

%

63

%

66

%

68

%

71

%

74

%

77

%

80

%

83

%

86

%

88

%

91

%

94

%

97

%

10

0%

Energia Armazenada % - Projeção NEWAVE

SE/CO

SE/CO S NE N SIN

Média 100% 112% 74% 91% 98%

Desv Pad 25% 66% 27% 26% 25%

Máximo 181% 423% 154% 195% 193%

Mínimo 38% 20% 26% 44% 47%



heterogeneidade de vazões e afluências em um mesmo subsistema; (v) a indisponibilidade das unidades geradoras despachadas; e (vi) a desatualização das informações cadastrais das plantas de geração (rendimentos, perdas, capacidade de reservação).

86. Na NT 146/2015, simulamos o valor esperado do risco hidrológico a partir da utilização do SUISHI, modelo que representa mais adequadamente a operação dos reservatórios, por tratá-los de forma independente e individualizada. A simulação foi criticada por alguns agentes em função da influência dos níveis iniciais de armazenamento utilizados, retirados do PMO de julho/2015, além de terem sido apontadas inconsistências relacionadas à geração de outras fontes15 e à sazonalização da carga. O valor esperado do risco hidrológico obtido à época foi de R$(-)6,90/MWh, a partir dos resultados do ano 2 oriundos da série histórica de 83 anos, totalizando 996 observações. O desempenho do MRE foi estimado como neutro, ou seja, em média as usinas participantes do mecanismo geraram a garantia física16.

87. Diante das contribuições recebidas, optamos por simular novamente os resultados do MRE, utilizando-se da versão 8.2.14 do SUISHI, corrigindo os dados de carga e geração de outras fontes, atualizando os dados dos níveis de armazenamento conforme PMO de setembro/2015 e incorporando uma limitação operativa mínima de 10%, como restrição técnica ao volume útil dos reservatórios. A mesma conFiguração foi previamente simulada no modelo NEWAVE, versão 20 e modalidade estática, de modo a se obter a função de custo futuro associada, a qual constitui pré-requisito ao processamento do modelo SUISHI, em seu módulo de simulação hidrotérmica17.

88. Na Figura 6 se observam os resultados de armazenamento obtidos por essas novas simulações, obtidos também para o ano 2, com os mesmos parâmetros de série histórica e garantia física do MRE utilizados na NT 146/2015. Juntamente com as simulações, está inserida a curva de frequência dos armazenamentos observados no histórico operativo, para verificar a aderência dos resultados.

89. Nesse sentido, é possível perceber que: (i) há ganho qualitativo entre a simulação realizada na NT 146/2015 (azul) e a nova simulação do SUISHI (verde); (ii) há maior aderência do SUISHI com o histórico operativo (vermelho) em relação ao NEWAVE (roxa), em função do tratamento dos reservatórios de forma independente, corroborando as conclusões obtidas nas análises das projeções da CCEE; (iii) a despeito de o armazenamento inicial estar em níveis baixos, influenciando os resultados simulados, o pessimismo desse fator parece ter compensado as demais restrições existentes na operação real que não foram incorporadas no modelo simulado e que ocorrem na operação real; (iv) o descolamento da simulação realizada para o histórico operativo se concentra nos maiores níveis de armazenamento, o que pode estar associado a gestão de volumes de espera para controle de cheias.

15 Geração de fontes não despachadas centralizadamente. 16 A garantia física do MRE considerada na simulação foi de 50.000MWm. O desempenho do MRE ficou em -0,44%. 17 Nesse caso, como a conFiguração estática do SIN foi previamente fixada por ocasião do processamento prévio do modelo NEWAVE, essa condição preserva-se quando da conversão desse mesmo caso a posteriori no SUISHI, em seu módulo de simulação hidrotérmica e dinâmica.



Figura 6 – Armazenamentos simulados para o SE/CO e histórico observado

90. Em termos de insuficiência de geração do MRE em relação à garantia física do mecanismo, considerando sazonalização uniforme, é possível verificar a convergência do novo valor simulado e do histórico realizado, o que já ocorrera na simulação da NT 146/2015, conforme Tabela 5:

Tabela 5 – Resultado médio do MRE em relação à garantia física flat

Resultado do MRE flat

NT 146/2015 SUISHI -0,44%

Nova Simulação SUISHI -0,69%

Histórico operativo 2001-2015 -0,80%

91. Já em termos de valor esperado, a Figura 7 faz uma comparação entre os resultados simulados na NT 146/2015 e nesta Nota Técnica, os valores informados nas contribuições recebidas pelos agentes e os valores do risco realizado18, considerando o PLD vigente a cada época atualizado pelo IPCA até janeiro de 2015, e um risco realizado ajustado pela aplicação retroativa dos limites atuais do PLD19 no histórico operativo observado.

18 Os valores realizados foram calculados a partir da aplicação da sazonalização uniforme (flat) para fins de apuração do resultado mensal do MRE em cada uma das 177 observações, as quais consideram o período de janeiro de 2001 a setembro de 2015. O PLD utilizado em cada mês foi obtido pela atualização pelo IPCA do resultado da ponderação dos valores médios mensais observados para cada submercado com os seguintes pesos: 58% para o SE/CO, 17% para S, 16,5% para o NE e 8,5% para o N. Os pesos foram obtidos pela participação de cada submercado na carga total do SIN realizada em 2015 até setembro, conforme dados divulgados pelo ONS. As informações de PLD e geração hidrelétrica para o último trimestre de 2015 foram obtidas a partir de projeções divulgadas pela CCEE. 19 Limite máximo de R$388,48/MWh e limite mínimo de R$30,26/MWh.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Energia armazenada % do SE/CO - Simulações e histórico

Histórico (1996-2015)

Nova_SUISHI

NT146_SUISHI

NEWAVE



Figura 7 – Comparação entre valores esperados do risco hidrológico

92. A observação dos valores históricos reforça a nossa tese de que os resultados puros dos modelos computacionais devem ser analisados com ressalva, como se pode ver pelo distanciamento das estimativas dos agentes em relação ao valor do histórico ajustado pelos limites de PLD atuais, qual seja, R$(-)7,35/MWh. Esse valor do histórico ajustado é o mais relevante para que se façam comparações, tendo em vista que os resultados simulados partem dos limites de PLD atuais. Não obstante, a observação do histórico realizado é importante, pois demonstra o risco de alterações nos limites do PLD e como eles afetam o valor esperado do risco hidrológico20, tendo reduzido expressivamente o risco financeiro do gerador hidrelétrico.

93. Concentrando a análise apenas na nova simulação (R$(-)9,94/MWh) e no histórico ajustado (R$(-)7,35/MWh) é possível perceber um desvio relevante. Esse desvio se deve em parte ao descolamento do modelo de formação de preço das restrições operativas reais. Ao ajustarmos o modelo computacional para refletir mais adequadamente essas restrições, a partir da inserção de um limite operativo mínimo de 10% nos níveis de armazenamento e da utilização do SUISHI, os Custos Marginais de Operação resultantes da simulação refletiram esses ajustes, de modo que a valoração do deslocamento hidrelétrico passou a ser mais cara21.

94. Nos dados do histórico operativo, isso não ocorreu, pois as restrições operativas não foram integralmente modeladas na formação de preço, de modo que o operador sempre se defrontou com uma realidade mais difícil do que a considerada pelo modelo, o que novamente convalida os graus de liberdade do operador conferidos pelo modelo institucional22. Assim sendo, o modelo computacional

20 O efeito da redução do PLD sobre o risco hidrológico já foi salientado como uma medida que já mitigou substancialmente o risco de perder dos geradores hidrelétricos. A revisão do limite máximo do PLD para o ano de 2015 adotada pela ANEEL mitigou os efeitos da aplicação do fator de ajuste do MRE (GSF). 21 O resultado do modelo computacional fica mais conservador e mais usinas mais caras são despachadas por mérito. 22 O desejável nesse caso, é que o modelo computacional sofra ajustes para refletir melhor a realidade operativa. Com os estudos atuais, é possível chegar a uma conclusão preliminar de que a decisão operativa fora do mérito do

15,87

9,94

7,35

6,90

5,79

4,02

3,63

1,60

- 2,00 4,00 6,00 8,00 10,00 12,00 14,00 16,00 18,00

2001-2015 realizado

Nova Simulação SUISHI

2001-2015 ajustado PLD atual

NT 146 SUISHI

Caso Dinâmico Abragel

Caso Dinâmico CCEE

PMO ago/2015 (Apine)

PDE (Agentes)

Risco hidrológico em cada modelo - Valor esperado ou realizado em R$/MWh da GF

2001-2015 realizado

Nova Simulação SUISHI

2001-2015 ajustado PLD atual

NT 146 SUISHI

Caso Dinâmico Abragel

Caso Dinâmico CCEE

PMO ago/2015 (Apine)

PDE (Agentes)



precificou os deslocamentos hidrelétricos ocorridos no passado por um preço mais baixo do que aquele que seria aderente às reais dificuldades operativas23. O PLD médio associado a deslocamentos hidrelétricos negativos no histórico ajustado foi de R$182,09/MWh, tendo atingido R$220,31/MWh no nova simulação do modelo computacional ajustado24.

95. Outra explicação para a diferença dos resultados é que o modelo estatístico, por possuir mais realizações (996), acaba por conferir maior continuidade às observações do fenômeno estudado, tornando-as melhores distribuídas em torno do valor central, além de possibilitar mais combinações em ambos os extremos da distribuição. O histograma proveniente das observações histórica, por seu turno, é mais discreto, efeito da menor quantidade de dados observados (177)25. Isso pode ser observado na comparação dos histogramas de frequência relativa, conforme Figura 8, que apresenta também a distribuição obtida na NT 146/2015 (em azul), sobreposta pela nova simulação (em verde), além da histórica (vermelha).

Figura 8 – Histogramas do desvio da geração do MRE em relação à garantia física

96. Em função desses tipos de dificuldade na definição de uma melhor estimativa, a nossa recomendação inicial era a adoção de um prêmio associado ao preço de cada gerador, neutralizando não apenas os efeitos do risco hidrológico, mas também da redução da garantia física. Todavia, dadas as diversas contribuições recebidas valorando apenas o risco hidrológico, com diversos níveis, algumas inclusive com modulação e cobertura parcial, entendemos conveniente fazermos uma escolha a respeito do valor esperado do risco hidrológico que nos permita dar mais opções para os geradores, sem desequilibrar a relação com os consumidores.

modelo computacional não desotimiza a operação, mas simplesmente tende a corrigir a sinalização imperfeita fornecida pela ferramenta computacional utilizada. 23 O que beneficiou o gerador hidrelétrico, reduzindo seu custo de deslocamento. 24 Dessa diferença observada, depreende-se que a repactuação do risco hidrológico também retira do gerador um risco associado a eventuais alterações da modelagem computacional de formação de preço, as quais afetam a valoração desse risco. 25 Em 45,20% das observações do histórico, o GSF mensal é menor que um, implicando custo de risco hidrológico. Em realizações anuais, o GSF é negativo em 7 dos 15 anos observados ou 47% do tempo.



97. Essa escolha se centra em qual é o dado mais representativo do risco futuro, se o histórico operativo ajustado ou se o modelo ajustado a restrições operativas reais. Nesse aspecto, entendemos que a escolha menos controversa é a utilização do histórico operativo, pois a observação do passado prescinde de qualquer premissa de cálculo. Além disso, o passado é a melhor base de dados para se testar a aderência de qualquer modelo, conforme explorado nesta Nota Técnica. Assim, se acreditamos que o passado nos dá uma boa validação de um modelo estatístico, talvez o mais interessante seja adotar o próprio dado realizado, evitando discussões sobre quais as premissas mais adequadas para precificação.

98. Feita essa escolha, passamos agora à discussão de: (i) como incorporar a aversão a risco do consumidor ao valor esperado para que se chegue ao prêmio de risco; e (ii) como inserir alternativas que limitem à transferência do risco hidrológico, por meio de um aprimoramento do fator F26, variando o prêmio associado a esse risco.

99. Em relação à incorporação da aversão ao risco, é possível fazer duas abordagens. A primeira delas é a escolha de um quantil da distribuição dos dados históricos que tenha menor valor em risco do que o valor esperado. Nessa hipótese, o quantil escolhido representaria o prêmio a ser pago pelos geradores, o qual já incorporaria a aversão a risco do consumidor ao refletir uma realização mais crítica do que o valor esperado. Para o percentil 10, que equivale a uma proteção ao consumidor de 90% dos cenários de risco hidrológico, isso representaria um prêmio de R$49,35/MWh. Para o percentil 15, que protege de 85% dos cenários, o prêmio seria de R$25,40/MWh.

100. O problema dessa abordagem é que ela não permite uma estratificação equilibrada do risco hidrológico para níveis de repactuação intermediários, tendo em vista que, a depender do nível de risco repactuado e do produto escolhido, várias observações deixam de ser relevantes na distribuição, tornando-a ainda mais dispersa, menos representativa e mais assimétrica.

101. Outra forma de se incluir a aversão a risco do consumidor é somar ao valor esperado a amortização e remuneração de uma ocorrência gravosa no histórico. Assim, em vez de o prêmio ser constituído pela escolha de um quantil específico, sendo pago para o gerador como se esse quantil representasse o valor esperado, estabelece-se um valor de referência para cálculo de amortização e de remuneração ao longo de um período arbitrado para proteção ao risco.

102. Esse modelo exige a definição de três parâmetros: (i) o valor em risco sobre o qual o consumidor será remunerado; (ii) o prazo médio de exposição a esse risco e (iii) a taxa de remuneração. Ele permite uma estratificação mais adequada do risco hidrológico em produtos com diferentes características e níveis de proteção, de modo que optamos por essa abordagem, o que nos permite conferir opções mais flexíveis aos geradores, resguardando adequadamente a relação com o consumidor.

103. Em relação à escolha do valor em risco, podemos utilizar qualquer realização do GSF no histórico, desde que seja uma realização de valores negativos mais gravosa do que a média, refletindo adequadamente a aversão do consumidor. Nesse caso, propomos utilizar como referência o resultado do

26 Na proposta original o Fator F pesava qual a parcela do contrato de venda no ACR que o gerador desejava repactuar. No novo modelo, o F passa a definir o nível de risco aceito pelo gerador, explícito em cada produto ofertado, de modo que o os produtos são a manifestação da expressão (GSFflat – F), com F variando de zero até 11%.



segundo pior ano completo da série histórica em termos de custo unitário médio do risco hidrológico, qual seja, o ano de 201427.

104. Em relação ao prazo médio de exposição ao risco, optamos por utilizar a média aritmética simples dos prazos dos CCEARs de Energia Nova oriundos de Leilões de Energia Nova por fonte hidráulica, resultando num prazo médio de 25 anos (representativo da maioria dos contratos elegíveis à repactuação no ACR).

105. Em relação à taxa de desconto do consumidor, propomos que seja utilizada a mesma taxa do gerador. Entendemos que um mesmo risco deve ser precificado da mesma forma distinta por dois agentes econômicos. Precificação distinta só ocorreria como manifestação de imperfeições no mercado de capitais. Não obstante, observando-se o comportamento médio do mercado essa diferença não persiste. Dessa forma, a taxa do consumidor também será de 9,63% a.a.

106. A partir da definição desses parâmetros, é possível estimar fluxos de caixa com 25 períodos (incluído o período inicial), assumindo uma ocorrência do valor em risco em um ano específico. Para cada fluxo de caixa é possível calcular o valor presente líquido, o qual pode ser distribuído em série uniforme de pagamentos. Essa série uniforme de pagamentos aferida em cada fluxo de caixa equivale ao prêmio compatível com cada fluxo, o qual está condicionado ao ano de registro da ocorrência gravosa a ser compensada ao consumidor como representação da aversão em risco. Se a ocorrência do valor em risco se der no início do fluxo, o prêmio fica mais alto. Caso essa ocorrência se dê no final do fluxo, o prêmio fica mais baixo. O prêmio final que propomos é obtido pela média aritmética simples dos prêmios de cada fluxo de caixa, os quais constituem um vetor de 25 prêmios.

107. Tomando como referência uma repactuação na qual o gerador repasse os resultados do GSF abaixo de 0,95 e a energia secundária ao consumidor, teríamos o valor esperado de R$(-)3,67/MWh com uma ocorrência gravosa de R$(-)20,31/MWh, relativa ao ano de 2014. Para cada ano possível para realização da ocorrência gravosa, teríamos um prêmio distinto, sendo que a média dos prêmios resultaria em R$4,75/MWh (equivalente ao produto SP95, que será explicado adiante), conforme resumido na Tabela 6.

27 Considerando-se todos os custos unitários da distribuição histórica mensal ajustada pelo PLD, o valor médio de 2014 estaria situado próximo ao percentil 12.



Tabela 6 – Exemplo de cálculo do prêmio de risco (compatível com o produto SP95)

108. Com a definição desses parâmetros, propomos que a repactuação possa se dar a partir da distinção de três classes de produtos. Na primeira classe de produtos (classe P), o gerador fica com o risco de redução da garantia física e escolhe sua proteção entre diferentes níveis de perdas associadas ao risco hidrológico, mas mantém a propriedade da energia secundária28, de modo que seu prêmio de risco é mais alto, pois embute o valor esperado desse ganho de secundária como compensação ao consumidor.

109. Na segunda classe de produtos (classe SP), o gerador também fica com o risco de redução da garantia física e também opta por um nível de proteção específico, todavia, ele abre mão da energia secundária, de modo que seu prêmio se reduz em relação aos produtos da primeira classe.

110. A terceira classe (classe SPR) é constituída por um único produto no qual o gerador se protege de qualquer efeito do risco hidrológico (positivo ou negativo) e da redução da garantia física pagando um prêmio equivalente a uma redução de 10% no preço do contrato.

111. As duas primeiras classes de produtos (P e SP) possuem prêmios escalonados de acordo com o nível de proteção repactuado pelo gerador29. Ao todo são oferecidos 25 produtos, conforme Tabela 7. A Tabela também apresenta o valor estimado do resultado do gerador em 201530, considerando os diferentes níveis de cobertura de cada produto, e o respectivo período de postergação do pagamento do prêmio para compensação do ativo. Os produtos estão codificados de acordo com a classe e com o nível de GSF assumido pelo gerador. O produto P97, por exemplo, é um produto no qual o gerador fica com a secundária e o consumidor arca com GSFs mensais abaixo de 0,97 (F=3%). No produto SP92, por sua vez, o gerador passa a secundária para o consumidor e arca com GSFs ocorridos até 0,92 (F=8%).

28 Essa classe de produto permite a adesão da UHE Teles Pires na sistemática do ACR. 29 O nível de proteção, decorrente do aprimoramento do Fator F, afeta também o deslocamento hidráulico de referência utilizado para cálculo do resultado a compensar referente ao ano de 2015. Essa consequência sobre o resultado a compensar é decorrente do fato de que para o ano de 2015 se aplicam as mesmas regras de repactuação perenes a serem aplicadas nos anos subsequentes, tanto para a repactuação do ACR quanto para a repactuação do ACL. 30 O valor definitivo será calculado pela aplicação da regra definida na Resolução Normativa a ser aprovada.

Prêmio

Ano da

ocorrência

gravosa

5,80R$ 0

5,65R$ 1

5,51R$ 2

.

.

.

.

.

.

4,26R$ 22

4,24R$ 23

4,22R$ 24

Média dos

prêmios4,75R$



Tabela 7 – Produtos para repactuação do risco hidrológico no ACR

PRODUTO

Quem fica com o

resultado da secundária?

Valor realizado

compatível com o

produto R$/MWh (-)

Valor em risco a ser remunerado ao consumidor

R$/MWh - 2º pior ano completo

(2014)

Resultado do deslocamento hidráulico de

2015 R$/MWh

Prêmio a ser pago pelo

gerador na Conta Bandeira R$/MWh

Ativo do gerador referente à

retroação da repactuação a

janeiro de 2015 R$/MWh

Prazo de postergação do pagamento do prêmio (anos, a partir de 2016)

P100 Gerador 10,46 39,97 40,27 12,76 27,51 2,53

P99 Gerador 9,65 36,73 37,56 11,77 25,79 2,58

P98 Gerador 8,87 33,50 34,84 10,80 24,04 2,62

P97 Gerador 8,13 30,26 32,13 9,88 22,25 2,66

P96 Gerador 7,45 27,33 29,41 9,04 20,37 2,66

P95 Gerador 6,78 24,42 26,69 8,21 18,48 2,66

P94 Gerador 6,15 21,51 24,23 7,42 16,81 2,68

P93 Gerador 5,57 18,83 21,84 6,69 15,15 2,68

P92 Gerador 5,03 16,24 19,45 6,01 13,44 2,64

P91 Gerador 4,53 13,65 17,38 5,37 12,01 2,64

P90 Gerador 4,04 11,06 15,43 4,74 10,69 2,67

P89 Gerador 3,57 8,48 13,69 4,13 9,56 2,74

SP100 Consumidor 7,35 35,85 40,27 9,31 30,96 4,20

SP99 Consumidor 6,54 32,62 37,56 8,31 29,25 4,50

SP98 Consumidor 5,76 29,38 34,84 7,35 27,49 4,86

SP97 Consumidor 5,02 26,14 32,13 6,43 25,70 5,29

SP96 Consumidor 4,33 23,22 29,41 5,58 23,83 5,77

SP95 Consumidor 3,67 20,31 26,69 4,75 21,94 6,39

SP94 Consumidor 3,04 17,39 24,23 3,96 20,27 7,38

SP93 Consumidor 2,46 14,71 21,84 3,23 18,61 8,78

SP92 Consumidor 1,92 12,13 19,45 2,55 16,90 11,04

SP91 Consumidor 1,41 9,54 17,38 1,90 15,48 16,64

SP90 Consumidor 0,93 6,95 15,43 1,28 14,15 Não paga

SP89 Consumidor 0,46 4,36 13,69 0,68 13,01 Não paga

SPR100 Consumidor Dependem do preço 10% do preço Depende do

preço Depende do

preço

112. O produto SP100 (F=0%) é aquele que apresenta o valor do prêmio e do ativo compatível com o cálculo do valor esperado de R$(-)7,35/MWh, pois nesse produto todo o risco hidrológico é alocado ao consumidor, inclusive a energia secundária. Ressalta-se que para os produtos SP 90 e SP 89 o gerador cede sua energia secundária, mas não chega a desembolsar prêmio algum. Isso ocorre porque o prêmio não é capaz de amortizar a capitalização do ativo constituído pelo resultado de 201531, de modo que esses produtos implicam inequívoca extensão da outorga.

113. Com relação ao ativo a ser compensado ao gerador em relação ao ano de 2015, é possível observar as variações decorrentes da escolha de cada produto. Para o produto SP95, por exemplo, o gerador tem um resultado de R$(-)26,69/MWh, o qual enseja uma compensação de R$21,94/MWh, após abatimento do prêmio de R$ 4,75/MWh. Essa compensação tem impacto direto no resultado econômico de 2015, com efeitos sobre indicadores de desempenho, rentabilidade e potencial pagamento de dividendos.

31 O resultado de 2015 considerou estimativas de PLD e GSF flat para os meses de outubro, novembro e dezembro. Os PLDs foram R$ 151, R$ 134 e R$ 104 e os GSFs foram 87%, 86% e 87%, respectivamente.



114. É possível observar que a diferença entre os prêmios dos produtos da classe P e SP é constante para cada nível de risco repactuado. Essa diferença é justamente o valor esperado da energia secundária aferido no mecanismo de aproximadamente R$3,45/MWh. Assim, para um mesmo nível de risco repactuado, o gerador escolherá entre as classes P e SP comparando a sua valoração da energia secundária com aquela implícita no modelo de precificação.

115. Esse leque de alternativas maximiza as possibilidades de adesão, ao trabalhar com diferentes níveis de comprometimento do orçamento dos geradores e diferentes níveis de limitação de risco, sem prejudicar o estabelecimento de uma contrapartida adequada aos consumidores.

III.5 EXTENSÃO DE PRAZO PARA COMPENSAÇÃO DE RESULTADOS

116. Com relação ao fluxo de caixa para cálculo da extensão do prazo de outorga de concessões hidrelétricas para amortização dos resultados do ano de 2015, foram recebidas contribuições alertando que deve ser considerada a margem líquida para fins de amortização do resultado dos geradores, o que enseja aperfeiçoamentos na minuta de REN proposta e um detalhamento mais preciso dos procedimentos de cálculo da extensão de prazo.

117. Primeiramente, cabe dirimir as dúvidas sobre o que está incluso no custo operacional de referência e se é necessário algum ajuste. Para tanto, observamos os procedimentos de cálculo adotados no reajuste da receita anual de geração (RAG) realizado em 2014, conforme Resolução Homologatória nº 1.767/2014, que resultou em um custo a ser considerado na cobertura tarifária das distribuidoras de R$30,26/MWh.

118. A Nota Técnica nº 043/2014-SRG/ANEEL especificou os custos que compõe a RAG: “15. Conforme o regime instituído, a RAG deve ser calculada considerando-se os valores do Custo da Gestão dos Ativos de Geração – GAG, acrescidos dos encargos de uso e conexão, a taxa de fiscalização dos serviços de energia elétrica – TFSEE, e os custos associados aos programas de Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética – P&D. ... 40. A partir do somatório das RAGs calculadas, faz-se a conversão em tarifa (R$/MWh), a fim de se estipular o preço de cobertura para compra de energia nos processos das distribuidoras beneficiárias de energia em regime de cotas. 41. Essa conversão observa a expectativa de CFURH a ser paga no próximo período, considerando o total da garantia física e a Tarifa Atualizada de Referência – TAR, fixada pela Resolução Homologatória 1654, de 19 de novembro de 2013.

42. Somando-se a expectativa de CFURH com o somatório das RAGs e dividindo-se pela Garantia Física contratadas em cotas, chega-se a 30,26 R$/MWh, 4% de aumento em relação ao valor do reajuste de 2013.”

119. Dessa forma, a maior parte dos custos de uma usina hidrelétrica está explicitamente considerada, em termos médios, no valor de R$30,26/MWh. Considerando que o objetivo é estabelecer um parâmetro regulatório de custo operacional, não é preciso dar tratamento a encargos de uso e conexão ou CFURH. Em relação à TFSEE e aos custos de P&D, é possível se estabelecer um parâmetro mais adequado ao preço de referência de R$153,77/MWh, tendo em vista que esses encargos são função da



receita do gerador, variando de acordo com o preço praticado, o qual se distancia substancialmente do valor praticado pelas usinas em regime de cotas.

120. Assim sendo, o valor ajustado do custo operacional de referência se daria a partir do expurgo dos valores de TFSEE e P&D dos R$30,26/MWh calculados para as usinas em regime de cotas, resultando em R$29,88/MWh, e posterior inclusão desses itens calculados com base no preço de referência. A TFSEE passaria a ser incluída como custo unitário a partir da seguinte expressão, derivada das equações32 (4) e (5) do Submódulo 5.5 do PRORET, que define o valor da taxa para autoprodutores e produtores independentes:

𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸𝑟𝑒𝑓 = 0,4% × 𝑃𝑟𝑒𝑓 = 0,4% × 153,77 = 𝑅$0,62/𝑀𝑊ℎ

𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸𝑟𝑒𝑓: taxa de fiscalização a ser incluída no custo operacional de referência; e

𝑃𝑟𝑒𝑓: preço de referência de R$153,77/MWh no exemplo abordado; esse preço varia caso o agente opte

por prorrogar nas condições do contrato preexistente no ACR.

121. Para o caso do P&D, a conta também é bastante simples. Desconta-se do preço de referência a alíquota de 9,25% de PIS/CONFIS e aplica-se o percentual de 1%, conforme expressão abaixo:

𝑃&𝐷𝑟𝑒𝑓 = 1% × 𝑃𝑟𝑒𝑓 × (1 − 𝑃𝐼𝑆/𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆) = 1% × 153,77 × 0,9075 = 𝑅$1,40/𝑀𝑊ℎ

𝑃&𝐷𝑟𝑒𝑓: taxa de fiscalização a ser incluída no custo operacional de referência;

𝑃𝑟𝑒𝑓: preço de referência de R$153,77/MWh no exemplo abordado; esse preço varia caso o agente opte

por prorrogar nas condições do contrato preexistente no ACR; e

𝑃𝐼𝑆/𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆: Tributo sobre receita com alíquota máxima de 9,25% sobre o preço faturado.

122. O custo operacional de referência passar a ser constituído pela soma de R$29,88/MWh

com a 𝑻𝑭𝑺𝑬𝑬𝒓𝒆𝒇 e com o 𝑷&𝑫𝒓𝒆𝒇. Para o caso de o preço de referência ser R$153,77/MWh, esse valor

fica em R$31,90/MWh.

123. A partir da definição dos parâmetros de custo operacional de referência, a margem líquida considerada para cálculo do prazo de extensão se dará pela seguinte equação, que expurga o pagamento de imposto de renda e contribuição social sobre lucro líquido.

𝑀𝐿𝑟𝑒𝑓 = (𝑃𝑟𝑒𝑓 × (1 − 𝑃𝐼𝑆/𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆) − 29,88 − 𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸𝑟𝑒𝑓 − 𝑃&𝐷𝑟𝑒𝑓) × (1 − 𝐼𝑅𝑃𝐽/𝐶𝑆𝐿𝐿)

𝑀𝐿𝑟𝑒𝑓 = (𝑃𝑟𝑒𝑓 × [1 − 9,25% − 0,4% − 0,9075%] − 29,88) × (1 − 34%)

𝑀𝐿𝑟𝑒𝑓 = (𝑃𝑟𝑒𝑓 × 89,4475% − 29,88) × (1 − 34%)

32 As equações originais visam estabelecer uma taxa referenciada a valores de receita anuais. Para tanto, é estimado o benefício econômico típico unitário, que considera um fator de capacidade de 0,5, multiplicado por 8,76. Esse benefício depois é multiplicado pela potência da usina. O resultado final da taxa anual multiplica, portanto, três fatores: 8,76, fator de capacidade de 0,5 e potência. Associando-se essa taxa a uma garantia física disponível para venda em termos unitários, a multiplicação desses fatores torna-se expletiva, sendo necessário tão somente multiplicar o preço pela alíquota de 0,4%.



𝑀𝐿𝑟𝑒𝑓: Margem líquida de referência; e

𝐼𝑅𝑃𝐽/𝐶𝑆𝐿𝐿: Tributo sobre o lucro, considerando alíquota marginal de 34%.

124. Considerando o preço de referência de R$153,77/MWh, isso representa uma margem líquida de R$71,05/MWh. Essa margem líquida constitui a base para aferição da série de pagamentos uniformes capaz de ressarcir o ativo do gerador hidrelétrico constituído em função da retroação do mecanismo de repactuação do risco hidrológico para o ano de 2015. Para o agente que repactue o risco no ACR, a margem líquida deverá deduzir ainda o pagamento do prêmio correspondente à opção de repactuação feita pelo gerador.

125. Algumas contribuições reportaram-se à despesa de uso do bem público – UBP, alegando que deveria haver consideração dessa despesa na apuração da margem líquida. Ressalta-se que o pagamento de UBP já está considerado na GAG.

126. A GAG inicial, que vem sendo reajustada pela ANEEL por meio da aplicação da variação do IPCA, foi definida pelo Ministério de Minas e Energia na Portaria nº 578/2012 a partir da consideração, dentro outros fatores, de um estudo realizado pela ANEEL sobre os custos operacionais das usinas geradoras, consubstanciado na Nota Técnica nº 383/2012-SRE/SRG/ANEEL – NT 383 (Processo 48500,005619/2012-48).

127. O estudo partiu da solicitação de dados contábeis de todos os geradores com fonte hidrelétrica em seu portfólio33, independentemente da idade ou do tamanho empreendimento34. Os custos informados pelos geradores englobaram as seguintes naturezas de gasto, conforme a Tabela 8 (reprodução da Tabela 1 da NT 383).

Tabela 8 – Elenco de contas considerado no cálculo dos custos operacionais de geração NT 383.

33 Ofício Circular 008/2012 SRE/SFF/ANEEL, de 30 de maio de 2012. 34 CGHs não foram consideradas.



128. A inclusão da natureza de gasto Arrendamentos e Aluguéis – NG 91 implica que o pagamento de Uso do Bem Público já foi considerado em termos médios na construção da curva de custo operacional da geração35. Agregá-lo por fora, como sugerem algumas contribuições, causaria dupla contagem e distorção no custo operacional de referência utilizado para apuração da margem líquida.

III.6 ENQUADRAMENTO DAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS DO PROINFA

129. O §1º do art. 1º da MP 688 estabelece que o risco hidrológico repactuado, relativo à energia contratada no ACR, será coberto pela Conta Bandeiras. No caso do PROINFA, em conformidade com o Submódulo 5.3 do PRORET, as cotas de energia e custeio são rateadas entre concessionárias de distribuição, consumidores livres, autoprodutores e produtores independentes.

130. Entre esses agentes, somente as concessionárias de distribuição recebem (compram) cotas (contratos) de energia para garantir o atendimento à totalidade de seu mercado mediante contratação regulada (ACR) nos termos do §1º do art. 1º da MP 688. Os demais agentes utilizam as cotas de energia do PROINFA para atender a seus compromissos no mercado livre, de modo que essa energia é classificável como não contratada no ACR, cabendo a essa parcela os comandos específicos dos §§4º e 5º do art. 1º da MP 688.

131. Assim, em estrito atendimento à MP 688, propomos que a repactuação do risco hidrológico das usinas hidrelétricas assinantes dos contratos PROINFA-PCH-MRE seja também segregada em 2 parcelas, ACR e ACL.

132. Dessa forma, para a parcela ACR das usinas hidrelétricas assinantes dos contratos PROINFA-PCH-MRE, a repactuação dar-se-á mediante transferência de risco ao consumidor via pagamento de prêmio à Conta Bandeiras. Já para a parcela não contratada no ACR dessas mesmas usinas, a repactuação dar-se-á mediante aquisição de energia de reserva.

133. Para identificação dos montantes de energia contratada destinada ao ACR, propõe-se a adoção da proporção das cotas de energia das concessionárias e permissionárias de distribuição (as quais constituem o ACR) frente ao total das cotas para o ano de 2015, conforme Resolução Homologatória nº 1.833, de 2 de dezembro de 2014. Eventuais alterações nessa proporção para os anos subsequentes não ensejarão alterações nos montantes elegíveis a repactuação em cada mecanismo.

Tabela 9 – Cotas do PROINFA 2015

Quotista Cota de Energia do

PROINFA 2015 (MWh)

Representatividade

CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO 8.332.664,14 74,75%

CONSUMIDORES LIVRES E AUTOPRODUTORES/PRODUTORES INDEPENDENTES DE ENERGIA NAS DISTRIBUIDORAS 1.920.437,51 17,23%

CONSUMIDORES LIVRES E AUTOPRODUTORES/PRODUTORES INDEPENDENTES DE ENERGIA NAS 817.119,93 7,33%

35 Conforme COMUNICADO TÉCNICO IBRACON Nº 02/09, a UBP pode ser classificada como despesa de aluguel ou arrendamento mercantil, devendo-se observar o regramento do CPC 06.



TRANSMISSORAS

COOPERATIVAS PERMISSIONÁRIAS 76.550,41 0,69%

Total 11.146.772,00 100%

134. Da Tabela 9, identifica-se que a representatividade do mercado cativo (ACR) cotista do PROINFA frente ao total de cotas para 2015 é de 75,44%. Desse modo, propõe-se que o montante de energia das usinas assinantes dos contratos PROINFA-PCH-MRE a ser considerado no ACR seja de 75% do montante de energia contratado no âmbito do PROINFA por cada usina hidrelétrica e os demais 25% do montante contratado seja considerada não contratada no ACR, junto à parcela não contratada da usina hidrelétrica.

III.7 QUESTÕES CONTRATUAIS, TERMOS DE REPACTUAÇÃO E PRAZOS DE ADESÃO

135. Os termos de repactuação deverão refletir os aprimoramentos descritos nesta Nota Técnica: (i) no ACL, retirando o mínimo de compra de energia de reserva existente, estabelecendo que o prazo dessa compra coincida com o prazo de outorga original do gerador pactuante e incluindo a manifestação prévia do gerador a respeito da opção de compensação do resultado de 2015 e da compra da reserva incremental, limitado ao montante comprado de reserva existente; e (ii) no ACR, estabelecendo o produto pelo qual a repactuação foi realizada, o prazo de postergação de pagamento do prêmio e a eventual manifestação prévia para compensação do resultado de 2015 na extensão do prazo de outorga, caso a postergação de pagamento do prêmio seja insuficiente.

136. Além disso, propomos afastar a exigibilidade de adesão mínima dos geradores, ou seja, excluímos em nossa proposta o requisito de adesão de dois terços dos geradores como condição de eficácia dos mecanismos, indo ao encontro de diversas contribuições.

137. Propomos ainda que se afaste a necessidade de a Eletrobras assinar o termo de repactuação, de modo que esse termo represente uma adesão unilateral dos geradores.

138. Em relação à extensão do prazo de concessão, a minuta proposta é meramente indicativa, pois cada contrato possui uma redação específica, cabendo apenas a extensão do prazo de outorga nas condições vigentes sem qualquer outra alteração..

139. Quanto ao prazo de adesão, propomos que o gerador deverá aderir até 14 de dezembro de 2015 para fazer jus à repactuação com compensação do resultado de 2015. Caso algum agente queira optar no futuro, sem direito à compensação de 2015, a opção pela repactuação deverá ser manifestada até 30 de setembro de cada ano, com vigência a partir de 1º de janeiro do ano subsequente.

140. Ademais, em relação aos contratos de venda a serem pactuados no período de extensão, entendemos que há necessidade de a Resolução Normativa apresentar a minuta do contrato de venda no ambiente regulado para a hipótese do gerador livre que deseje a sua extensão de prazo com contratação regulada. Para o gerador ou parcela de usina repactuada no ACR, a MP 688 estabelece que a recontratação se dará nas condições do contrato inicialmente vigente, não cabendo a formulação de uma regra geral.

141. Em relação aos montantes contratados na extensão de prazo, caso provenientes de recontratação com condições originais (mecanismo ACR), poderá haver majoração da quantidade contratada de modo a contemplar a parcela da energia originalmente livre que não tenha participado da



repactuação proposta para o ACL. Essa majoração de montantes será proporcional para as contrapartes compradoras originais.

142. Já no caso de contratação a preço de referência (mecanismo ACL), propomos que os montantes sejam alocados às concessionárias de distribuição pela mesma regra aplicável às cotas incrementais provenientes de UHEs enquadradas na Lei 12.783/2013, conforme Resolução Normativa nº 631/2014. Além disso, propomos que a liquidação dos valores associados à receita devida aos geradores sejam liquidados centralizadamente na CCEE em mecanismo específico para esse fim.

143. Por fim, propomos a retirada da Tarifa de Energia Otimizada – TEO – do cálculo de transferência de risco ao consumidor, tendo em vista que esse valor não foi considerado na aferição dos prêmios e tampouco está sendo tratado caso o gerador obtenha ganho com esse mecanismo. Da mesma forma, optamos por não incluir o tratamento de alívio de exposição a submercados do MRE, pois esse tratamento não está precificado nos prêmios instituídos.

III.8 COMENTÀRIOS FINAIS

144. Algumas contribuições manifestaram discordância com a decisão da ANEEL contida no Despacho nº 2.721/2015 – DSP 2721, que indeferiu administrativamente, por razões de mérito, as petições apresentadas pelos agentes em relação ao risco hidrológico. Destacamos que não houve apresentou recurso ao DSP 2721, sendo esta, portanto, a decisão final da questão no âmbito administrativo.

145. De qualquer modo, reforçamos nossos argumentos, consubstanciados na NT 134/2015-SEM/SRG/ANEEL – NT 134, que analisou as contribuições da 1ª fase da Audiência Pública 032/2015 e amparou a decisão da Diretoria Colegiada da ANEEL.

146. A análise da NT 134 se pautou em três aspectos fundamentais: (i) a inexistência de dispositivo legal, contratual, editalício ou regulamentar que preveja a limitação do risco hidrológico ou o expurgo de efeitos; (ii) a falseabilidade36 dos argumentos dos agentes ao tentarem demonstrar que teriam ocorrido supostos fatos do príncipe com consequências danosas e imprevisíveis que pioraram a situação do risco hidrológico, argumentos esses que eram baseados em raciocínios indutivos, os quais confrontados com dados ou exercícios empíricos tiveram a generalidade de suas conclusões e o seus nexos de causalidade afastados; e (iii) a observação dos resultados econômicos dos principais agentes de geração, tanto em lucro líquido, que sofre efeitos financeiros, mas possui a vantagem de agregar informações das participações societárias não passíveis de consolidação operacional, quanto do resultado

36 Aplicamos o princípio da falseabilidade de Popper, tido em metodologia científica como a solução para o teste de argumentos indutivos. Trata-se da demonstração da fragilidade de enunciados universais baseados em indução (p.ex. se houvesse racionamento, os geradores hidrelétricos teriam seus efeitos de risco hidrológico mitigados, melhorando seus resultados), a partir da demonstração de que há pelo menos uma ocorrência que contraria o raciocínio indutivo (na NT simulamos um cenário de racionamento e a situação para o gerador pioraria do ponto de vista financeiro e de GSF, o que de fato teria ocorrido em 2014, caso os indicativos de corte tivessem ensejado racionamento). Além do exemplo do racionamento, essa metodologia nos serviu para demonstrar o comportamento tarifário respondendo a fatores concorrentes, notadamente temperatura e atividade econômica, descaracterizando o raciocínio simplista dos agentes de que o comportamento da carga seria fruto exclusivamente de sinal tarifário equivocado.



operacional37, que agrega os resultados consolidados, mas expurga os efeitos de participações minoritárias.

147. Reiteramos, assim, todos os argumentos apresentados na NT 134, os quais são corroborados pelo bom desempenho econômico dos resultados dos geradores no primeiro semestre de 2015 (que já constitui 70% do resultado integral obtido em 2014 em termos de lucro líquido, a despeito de o custo financeiro ter crescido substancialmente de um ano para o outro e as condições macroeconômicas terem se deteriorado ainda mais).

148. A repactuação do risco hidrológico com efeitos a partir de 2015 ampliará ainda mais o resultado já obtido, tanto em lucro líquido como em EBITDA, não sendo surpreendente se o resultado anual superar até mesmo o ano de 2013, ainda que para o segundo semestre COPEL, CEMIG e CESP possam ter resultados mais contidos em função do ingresso de parte de suas UHEs ao regime de cotas de que trata a Lei 12.783/2013 desde julho. Os dados, disponíveis publicamente nos sites das companhias, estão na Tabela 10.

Tabela 9 – Resultado dos geradores - 1º semestre de 2015 sem efeitos da repactuação, 2014 e 2013.

LUCRO LÍQUIDO EBITDA

Empresa 6 Meses 2015 2014 2013 6 Meses 2015 2014 2013

AES Tietê 326 mi 449 mi 881 mi 661 mi 918 mi 1.525 mi

Duke 40 mi 286 mi 418 mi 259 mi 704 mi 914 mi

Copel Geração 735 mi 1.187 mi 1.079 mi 1.179 mi 1.422mi 1.852 mi

Tractebel 554 mi 1.383 mi 1.437 mi 1.376 mi 2.895 mi 3.042 mi

CPFL Geração 122 mi 107 mi 311 mi 413 mi 1351 mi 1.359 mi

CESP 369 mi 1.148 mi 991 mi 1.140 mi 4.017 mi 3.062 mi

CEMIG Geração 1.829 mi 2.074 mi 1.865 mi 2.424 mi 4.240 mi 2.985 mi

CELESC Geração 31 mi 101 mi 17 mi 57 mi 157 mi 45 mi

Eletrobras Geração 1.432 mi 331 mi 1.629 mi 2.695 mi 4.929 mi 3.817 mi

EDP Geração 14 mi 267 mi 215 mi 362 mi 532 mi 801 mi

Alupar Geração 13 mi 82 mi 29 mi 95 mi 168 mi 113 mi

Neoenergia Geração 78 mi 77 mi 245 mi 247 mi 247 mi 411 mi

Somatório 5.543 mi 7.315 mi 9.062 mi 10.908 mi 21.580 mi 19.926 mi

149. Estimativas preliminares apontam que os efeitos retroativos apenas da repactuação no ACR com o produto SP100 terão impacto aproximado de R$2,5bi no EBTIDA dos geradores, o que é algo próximo de R$1,5bi de efeito no lucro líquido. Dessa forma, o lucro líquido do primeiro semestre de 2015 pode ficar quase idêntico ao lucro anual obtido em 2014, apenas em função da aplicação retroativa do mecanismo de repactuação, a qual possui previsão legal explícita na MP 688.

37 A partir da utilização da métrica EBITDA, do inglês Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization, ou lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização.



IV. DO FUNDAMENTO LEGAL

150. As propostas e fundamentos constantes dessa Nota Técnica estão consubstanciados nas Leis n° 9.427, de 1996, nº 10.848, de 2004, e nos Decretos nº 2.335, de 1997, nº 5.163, de 2004, e nº 5.177, de 2004, e na Medida Provisória nº 688, de 18/08/2015.

V. DA CONCLUSÃO

151. A Medida Provisória 688, de 2015, que permitiu a repactuação do risco hidrológico de usinas hidrelétricas participantes do MRE, trouxe diversas questões passíveis de regulamentação pela ANEEL e que constam da análise realizada nesta Nota Técnica.

VI. DA RECOMENDAÇÃO

152. Recomendamos o encaminhamento do processo à Diretoria Colegiada da ANEEL com vistas à aprovação da minuta de resolução normativa anexa.

PAULO FÉLIX GABARDO Especialista em Regulação - SRM

GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JÚNIOR Especialista em Regulação - SRM

OTÁVIO RODRIGUES VAZ Especialista em Regulação - SRM

MURILO ANTUNES BRAGA Especialista em Regulação - SRM

RAFAEL COSTA RIBEIRO Especialista em Regulação - SRG

BRUNO GOULART DE FREITAS MACHADO Especialista em Regulação - SRG

RICARDO TAKEMITSU SIMABUKU

Assessor - SRM

FERNANDO COLLI MUNHOZ

Assessor - SRG

De acordo:

JÚLIO CÉSAR REZENDE FERRAZ Superintendente de Regulação Econômica

e Estudos do Mercado – SRM

CHRISTIANO VIEIRA DA SILVA Superintendente de Regulação dos Serviços de Geração - SRG


ANEXO I – NOTA TÉCNICA nº 238/2015, de 29/10/2015.

MINUTA DE RESOLUÇÃO NORMATIVA


AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL

RESOLUÇÃO NORMATIVA No , DE DE DE 2015

Estabelece os critérios para anuência e as

demais condições para repactuação do risco

hidrológico de geração hidrelétrica por agentes

participantes do Mecanismo de Realocação de

Energia.

O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA -

ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo em

vista o disposto na Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, no 9.427, de 26 de dezembro de 1996,

no 9.784, de 29 de janeiro de 1999, no 10.848, de 15 de março de 2004, na Medida Provisória no

688, de 18 de agosto de 2015, no Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997, no 5.163, de 30 de

julho de 2004, e o que consta do Processo no 48500.006210/2014-19, resolve:

Art. 1o Estabelecer os critérios para anuência e as demais condições para repactuação

do risco hidrológico de geração hidrelétrica por agentes participantes do Mecanismo de Realocação

de Energia - MRE.

CAPÍTULO I

DA REPACTUAÇÃO DO RISCO HIDROLÓGICO

Art. 2o A repactuação de que trata essa Resolução poderá ser realizada nas seguintes

modalidades:

I – Ambiente de Contratação Regulada - ACR; e

II – Ambiente de Contratação Livre - ACL.

§1o É elegível à repactuação do risco hidrológico no ACR a parcela da usina hidráulica

participante do MRE, cujo titular da outorga tenha negociado contratos de venda de energia

vinculados expressamente à usina, a concessionárias ou permissionárias de distribuição de energia

elétrica, com vigência mínima até 31 de dezembro de 2016, observado o §3o.

§2o É elegível à repactuação do risco hidrológico no ACL a parcela da usina hidráulica

não enquadrada nos requisitos do §1o, observado o §3o.

§3o Não são elegíveis para repactuação do risco hidrológico as usinas hidrelétricas

cujos titulares tenham recusado a prorrogação da concessão nos termos da Lei no 12.783, de 11 de

janeiro de 2013.

Art. 3o Caso o gerador opte pelos dois mecanismos de repactuação, a extensão de prazo

se dará observando a mesma proporção da parcela de usina pactuada em cada mecanismo,

amortizando-se o somatório dos ativos constituídos em cada ambiente pela margem líquida total.


Seção I

Da Repactuação no Ambiente de Contratação Regulada

Art. 4o A repactuação do risco hidrológico no ACR se dará por meio da transferência

do risco hidrológico ao consumidor mediante pagamento de prêmio de risco pelo gerador.

§ 1o O risco hidrológico a ser transferido ao consumidor será constituído pela

insuficiência de geração do MRE, calculada nos termos do art. 5o, podendo o gerador optar na

repactuação por qualquer uma das seguintes classes de produtos:

I – classe P, na qual o gerador permanece com a propriedade da energia secundária;

II – classe SP, na qual a energia secundária também é transferida ao consumidor;

III – classe SPR, na qual, além da energia secundária, o gerador transfere ao consumidor

o risco de redução da garantia física.

§ 2o Para as classes P e SP, o gerador deverá definir o nível de insuficiência de geração

do MRE que suportará por meio do fator F, estabelecido entre zero e 11%, com variação por ponto

percentual.

§ 3o Para a classe SPR, o fator F será zero.

§ 4o O prêmio de risco a ser pago à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras

Tarifárias - CCRBT será definido considerando a classe de produto e o fator F escolhidos pelo

gerador, conforme ANEXO I.

§ 5o Os valores definidos no ANEXO I para as classes de produto P e SP estão

referidos à data-base de janeiro de 2015, devendo ser reajustados anualmente pela variação do

Índice de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA.

§ 6o O valor a ser pago a CCRBT deverá considerar os valores de que trata o § 5o

multiplicado pela quantidade de energia repactuada, devendo ser depositado até o último dia útil de

cada mês.

§ 7o O gerador firmará termo de adesão, conforme ANEXO II, o qual especificará a

classe de produto, o fator F, o montante de energia cujo risco hidrológico será repactuado, o prazo

de postergação de pagamento do prêmio de risco para compensação do resultado de 2015, conforme

art. 6o, as penalidades e a renúncia a pleitos presentes e futuros.

§ 8o A opção pela repactuação deverá ser protocolada pelo agente gerador até 30 de

setembro do ano anterior ao início da vigência da repactuação, ressalvado o disposto no § 9o.

§ 9o Excepcionalmente para o ano de 2015, o gerador deverá assinar o termo de

repactuação até 4 dezembro de 2015.

Art. 5o O montante do risco hidrológico no ACR, a ser transferido aos consumidores,

será calculado mensalmente pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE no

processo de contabilização, a partir da seguinte equação:

𝑇𝑅_𝑅𝐼𝑆𝑝,𝑚 =𝑀𝑂𝑁𝑇_𝐶𝑉𝑅𝑚

𝑄𝑀_𝐺𝐹′𝑝,𝑚× ( ∑ {𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑜(0; [(1 − 𝐹) × 𝐺𝐹𝐼𝑆_2′𝑝,𝑟,𝑤 − 𝐺𝐹𝐼𝑆_3′𝑝,𝑟,𝑤]) × 𝑃𝐿𝐷𝑝,𝑟,𝑤 − 𝐶 × {∑[𝑆𝐸𝐶′𝑝,𝑠,𝑟,𝑤 × 𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑟,𝑤]

4

𝑠=1

}}

𝑟,𝑤∈𝑚

)


onde:

𝑇𝑅_𝑅𝐼𝑆𝑝,𝑚: Resultado mensal do risco hidrológico que será transferido do vendedor aos

compradores, da usina “p” e por mês “m”;

QM_GF′p,m: Quantidade mensal de garantia física sazonalizada flat, da usina “p” e por

mês “m”;

F: Risco hidrológico aceito pelo gerador, variando entre zero e 11%, conforme tabela de

produtos oferecidos para repactuação, sendo zero para a classe SPR;

MONT_CVRm: Montante em MWm do contrato de venda no ACR no mês “m”,

distribuído no mês de maneira uniforme, sendo que para usinas do Programa Incentivo

às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA, seu valor corresponde a 75% do

montante de energia contratado individualmente por cada usinas por meio dos contratos

PROINFA-PCH-MRE, distribuído no mês de maneira uniforme;

GFIS_2′p,r,w: Garantia Física Modulada Ajustada à sazonalização flat da usina “p”, para

o patamar de carga “r” e semana “w”;

GFIS_3′p,r,w: Garantia Física Modulada Ajustada à sazonalização flat para o MRE da

usina “p”, para o patamar de carga “r” e semana “w”;

C: Pode assumir valor zero ou um, a depender da classe de produto escolhida pelo

gerador, sendo zero para a classe P, na qual a secundária permanece com o gerador, e

um para as classes SP e SPR, na qual a secundária é transferida ao consumidor;

SEC′p,s,r,w: O Direito à Energia Secundária da usina “p” participante do MRE, por

submercado “s”, patamar de carga “r” e semana “w”, considerada a sazonalização flat;

PLDs,r,w: Preço de Liquidação de Diferenças do submercado “s”, para o patamar de

carga “r” e semana “w”.

§ 1o O resultado apurado, positivo ou negativo, será transferido à CCRBT.

§ 2o Caso a usina hidrelétrica seja desligada do MRE por opção do gerador hidráulico

ou de forma compulsória pela ANEEL o montante do risco hidrológico a ser transferido aos

consumidores será zero, mantido o pagamento do prêmio de que trata o art. 2o em período

equivalente àquele em que o gerador esteve no MRE com obrigação de pagamento do prêmio.

Art. 6o O resultado, a ser ressarcido para o ano de 2015, será calculado em

conformidade com o art. 5o, observando o pagamento do prêmio de risco no montante definido no

art. 4o.

§ 1o O ressarcimento se dará por meio da postergação do pagamento do prêmio de risco

definido no art. 4o em prazo suficiente para amortização do resultado a ser ressarcido, utilizando-se

a taxa de capitalização de 9,63% ao ano e correção monetária pelo IPCA.

§ 2o Na impossibilidade de ressarcir o resultado de 2015 no prazo remanescente da

vigência do contrato de venda, haverá extensão dessa outorga com opção de recontratação da

energia vendida ao ACR ou livre negociação da energia.

§ 3o A opção pela recontratação da energia vendida no ACR no prazo de extensão da

outorga se dará nas mesmas condições do contrato preexistente de venda no ACR, exceto em

relação ao montante vendido.


§ 4o O montante negociado na extensão de prazo poderá ser majorado em relação ao

contrato de venda preexistente para contemplar a parcela de usina originalmente livre e que não

tenha sido repactuada nos termos do art. 7o.

§ 5o O prazo de extensão da outorga será calculado considerando a amortização do

ativo constituído e atualizado monetariamente por meio da aferição da margem líquida unitária de

referência, calculada em R$/MWh a partir da seguinte equação:

𝑀𝐿𝑟𝑒𝑓𝐴𝐶𝑅 = (𝑃𝑟𝑒𝑓 × (1 − 𝑃𝐼𝑆/𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆 − 𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸 − 𝑃&𝐷 − 𝑂𝑃𝐸𝑋𝑟𝑒𝑓 − 𝑁 × 𝑃𝑟ê𝑚𝑖𝑜𝑈𝑛𝑖𝑡á𝑟𝑖𝑜) × (1 − 𝐼𝑅𝑃𝐽/𝐶𝑆𝐿𝐿)

𝑀𝐿𝑟𝑒𝑓𝐴𝐶𝑅: Margem líquida unitária de referência para a repactuação do ACR;

𝑃𝑟𝑒𝑓: Preço a ser praticado na extensão do prazo de outorga, equivalente a

R$153,77/MWh à data base de janeiro de 2015, em caso de opção por livre negociação

da energia;

𝑃𝐼𝑆/𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆: Soma das alíquotas do Programa de Integração Social - PIS e da

Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social - COFINS;

𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸: Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica;

𝑃&𝐷: Encargo de Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética;

𝑂𝑃𝐸𝑋𝑟𝑒𝑓: Custo operacional de referência, equivalente a R$29,88/MWh à data base de

janeiro de 2015, incluídos os custos de uso da rede e as estimativas de Compensação

Financeira pela Utilização dos Recursos Hídricos - CFURH e de pagamento pelo Uso

do Bem Público - UBP;

𝑁: Variável que pode assumir os valores zero ou um, a depender da opção de venda

para o prazo de extensão da outorga, sendo um para o caso de opção de recontratação da

energia no ACR e zero em caso de opção por livre negociação;

𝑃𝑟ê𝑚𝑖𝑜𝑈𝑛𝑖𝑡á𝑟𝑖𝑜: Prêmio de risco unitário associado à opção de repactuação eleita pelo

gerador, considerando a classe de produto e o fator F;

𝐼𝑅𝑃𝐽/𝐶𝑆𝐿𝐿: Somatório das alíquotas do Imposto de Renda de Pessoa Jurídica - IRPJ e

da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido - CSLL.

§ 6o Para o agente que optar pela classe de produto SPR, será considerada na

extensão de prazo eventual redução da garantia física ocorrida no período de pagamento do prêmio

de que trata o art. 4o.

§ 7o O ativo constituído nos termos do § 6o considerará o percentual de redução da

garantia física aplicado à receita líquida obtida no período em que essa redução gerou efeitos

concomitantes ao pagamento do prêmio de que trata o art. 4o.

Seção I

Da Repactuação no Ambiente de Contratação Livre

Art. 7o A repactuação do risco hidrológico no ACL se dará por meio de pagamento de

prêmio de risco equivalente à assunção dos direitos e obrigações vinculados à capacidade existente

de energia de reserva de que trata o art. 3o-A da Lei no 10.848, de 2004.


§ 1o O gerador firmará termo de adesão, conforme ANEXO III, especificando o

montante da energia de reserva existente destinada ao seu uso.

§ 2o O direito a compra de energia de reserva incremental com compensação de

resultados em extensão de prazo, de que trata o art. 8o, será limitado ao montante de energia de

reserva existente solicitado pelo gerador nos termos do § 1o.

§ 3o Caso o agente não seja atendido em sua solicitação de energia de reserva existente,

essa frustração poderá ser direcionada para a compra de reserva incremental, sem direito à

compensação de resultados com extensão de prazo.

§ 4o O gerador hidráulico poderá optar pela repactuação até 30 de setembro do ano

anterior ao do início do uso da reserva existente que se dará em janeiro do ano seguinte, observado

o disposto no art. 8o.

§ 5o O uso da energia de reserva existente solicitada pelo gerador e da energia de

reserva incremental contratada se dará durante o prazo remanescente original da outorga do gerador

hidráulico.

Art. 8o A repactuação prevista no art. 7o é requisito indispensável para participar de

leilões específicos para contratação de capacidade incremental de energia de reserva.

Parágrafo único. O resultado obtido com a energia contratada nos leilões específicos

será integralmente ressarcido por meio de extensão do prazo de outorga, exceto para a parcela de

compra associada à frustração da solicitação da energia de reserva existente.

Art. 9o O resultado, a ser ressarcido para o ano de 2015, será obtido a partir do

resultado da restituição dos montantes financeiros excedentes da CONER ao longo do ano de 2015,

atribuído ao gerador hidráulico conforme montante repactuado.

Art. 10. O ressarcimento da contratação da capacidade incremental de energia de

reserva, de que trata o art. 8o, e dos resultados de 2015, de que trata o art. 9o, deverá observar a

margem líquida unitária de referência, calculada em R$/MWh a partir da seguinte equação:

𝑀𝐿𝑟𝑒𝑓𝐴𝐶𝐿 = (𝑃𝑟𝑒𝑓 × (1 − 𝑃𝐼𝑆/𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆 − 𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸 − 𝑃&𝐷 − 𝑂𝑃𝐸𝑋𝑟𝑒𝑓) × (1 − 𝐼𝑅𝑃𝐽/𝐶𝑆𝐿𝐿)

onde:

𝑀𝐿𝑟𝑒𝑓𝐴𝐶𝐿: Margem líquida unitária de referência;

𝑃𝑟𝑒𝑓: Preço a ser praticado na extensão do prazo de outorga, equivalente a

R$153,77/MWh à data base de janeiro de 2015;

𝑃𝐼𝑆/𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆: Soma das alíquotas do Programa de Integração Social - PIS e da

Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social - COFINS;

𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸: Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica;

𝑃&𝐷: Encargo de Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética;

𝑂𝑃𝐸𝑋𝑟𝑒𝑓: Custo operacional de referência, equivalente a R$29,88/MWh à data base de

janeiro de 2015, incluídos os custos de uso da rede e as estimativas de Compensação


Financeira pela Utilização dos Recursos Hídricos - CFURH e de pagamento pelo Uso

do Bem Público - UBP;

𝐼𝑅𝑃𝐽/𝐶𝑆𝐿𝐿: Somatório das alíquotas do Imposto de Renda de Pessoa Jurídica - IRPJ e

da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido - CSLL.

§ 1o No período de extensão de prazo, o gerador hidráulico não fará jus ao uso da

energia de reserva existente ou incremental, ficando isento do pagamento do respectivo prêmio do

risco.

§ 2o Encerrado o prazo original da concessão, a capacidade de energia de reserva de

uso do gerador hidráulico será transferida aos demais usuários da energia de reserva, excetuando-se

os demais geradores hidráulicos.

§ 3o O cálculo do resultado da energia de reserva incremental será feito um ano antes

do encerramento do prazo original de outorga, estimando-se o período remanescente do uso da

reserva incremental a partir dos resultados dos doze meses anteriores, observada a proporção dos

volumes de energia de reserva contratados em cada período.

§4o O gerador poderá optar por negociar livremente sua energia ou contratá-la no ACR

no período de extensão da outorga, aplicando-se em ambos os casos o preço de referência para

cálculo desse período de extensão.

§ 5o A opção pela venda de energia vendida no ACR no período de extensão da outorga

se dará conforme contrato de adesão disponível no ANEXO IV, aplicando-se nos demais aspectos o

disposto para as UHEs em regime de cotas, inclusive quanto à alocação da energia contratada,

mantido o risco hidrológico no gerador durante o período de extensão.

CAPÍTULO II

DISPOSIÇÕES FINAIS E TRANSITÓRIAS

Art. 11. Os arts. 4o, 5o e 9o da Resolução Normativa no 337, de 11 de novembro de

2008, passam a vigorar com a seguinte redação:

“Art. 2o ........................................................

X – Usuário de Energia de Reserva: agente de distribuição, consumidor livre,

consumidor especial, autoprodutor na parcela da energia adquirida, produtor de geração com perfil

de consumo ou agente de exportação e, por equiparação, o gerador hidráulico participante do

Mecanismo de Realocação de Energia - MRE, enquadrados no §4o do art. 1o da Medida Provisória

no 688, de 18 de agosto de 2015, em virtude da repactuação do risco hidrológico.

....................................................................

Art. 3o ..........................................................

Parágrafo único. O prêmio de risco do gerador hidráulico participante do MRE que

repactuar o risco hidrológico se dará por meio do pagamento do valor do encargo de energia

reserva, conforme estabelecido no art. 7o, nos termos do inciso I do §4o da Medida Provisória no

688, de 18 de agosto de 2015.

....................................................................

Art. 7o O rateio do EER entre os Usuários de Energia de Reserva será obtido

mediante a aplicação das seguintes fórmulas:


𝐸𝐸𝑅𝑔𝑚 = 𝑃𝑔𝑚 ∗ 𝐸𝐸𝑅𝑚

𝐸𝐸𝑅𝑟𝑚 = 𝑘𝑟𝑚 ∗ (𝐸𝐸𝑅𝑚 −∑𝐸𝐸𝑅𝑔𝑚

𝑛

𝑔

)

onde:

EERgm é o valor do encargo, expresso em Reais, a ser pago pelo Usuário de Energia

de Reserva associado aos geradores hidráulicos participantes do MRE “g”, nos termos

do inciso X do art. 2o, na Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia

de Reserva do mês “m”;

EERrm é o valor do encargo, expresso em Reais, a ser pago pelo Usuário de Energia

de Reserva associado aos agentes de consumo “r”, na Liquidação Financeira Relativa

à Contratação de Energia de Reserva do mês “m”; e

Pgm representa o percentual obtido da razão entre o montante de energia de reserva

contratada pelo Usuário de Energia de Reserva associado ao gerador hidráulico

participantes do MRE “g”, nos termos do inciso X do art. 2o, e o montante total de

garantia física da energia de reserva associado aos pagamentos devidos aos Agentes

Vendedores, na Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva

do mês “m”;

krm representa a parcela de carga do Usuário de Energia de Reserva “r” no Sistema

Interligado Nacional - SIN, conforme medição da CCEE em base anual.

n representa os Usuários de Energia de Reserva associado aos agentes de geração que

optaram pela repactuação do risco hidrológico, nos termos do §4o do art. 1o da

Medida Provisória no 688, de 18 de agosto de 2015.

....................................................................” (NR)

Art. 11. A Cláusula 1ª do Contrato de Uso da Energia de Reserva - CONUER, Anexo da

Resolução Normativa no 337, de 11 de novembro de 2008, passa a vigorar com a seguinte redação:

“CLÁUSULA 1ª – DAS DEFINIÇÕES

1.1 ............................................................... ....................................................................

USUÁRIOS DE ENERGIA DE RESERVA ou USUÁRIOS: agente de

distribuição, consumidor livre, consumidor especial, autoprodutor na parcela da

energia adquirida, produtor de geração com perfil de consumo ou agente de

exportação e gerador hidráulico participante do Mecanismo de Realocação de

Energia – MRE, enquadrados no §4o do art. 1o da Medida Provisória no 688, de 18 de

agosto de 2015, que optaram pela repactuação do risco hidrológico.

...................................................................” (NR)

Art. 12. O art. 54 da Convenção de Comercialização de Energia Elétrica, Anexo da

Resolução Normativa no 109, de 26 de outubro de 2004, passa a vigorar com a seguinte redação:

“Art. 54-I. Parágrafo único. A adesão ao CONUER é compulsória para a CCEE e

para todos os agentes de distribuição, consumidores livres, consumidores especiais,

autoprodutores quqe comercializam energia no SIN e agentes de exportação e os

agentes de geração hidráulica participantes do MRE, enquadrados no §4o do art. 1o


da Medida Provisória no 688, de 18 de agosto de 2015, que optaram pela repactuação

do risco hidrológico.

...................................................................” (NR)

Art. 13. Até que se proceda à alteração algébrica das Regras de Comercialização e dos

Procedimentos de Comercialização aplicáveis, a CCEE fica autorizada a efetuar a operacionalização

da restituição dos montantes financeiros excedentes por meio de Mecanismo Auxiliar de Cálculo -

MAC.

Art. 14. A CCEE deverá encaminhar mensalmente à ANEEL o resultado da apuração do

risco hidrológico de que trata o art. 5o, do encargo de energia de reserva, da restituição dos

montantes financeiros excedentes da CONER e da liquidação financeira relativa à contratação de

energia de reserva.

Art. 15. Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.

ROMEU DONIZETE RUFINO


ANEXO I – Valores dos prêmios unitários do mecanismo do ACR para

cada classe de produto e fator F, referenciados à data-base de janeiro de 2015.

CLASSE

DE

PRODUTO

FATOR

F PRODUTO

Prêmio

unitário

R$/MWh

P 0 P100 12,76

P 1 P99 11,77

P 2 P98 10,80

P 3 P97 9,88

P 4 P96 9,04

P 5 P95 8,21

P 6 P94 7,42

P 7 P93 6,69

P 8 P92 6,01

P 9 P91 5,37

P 10 P90 4,74

P 11 P89 4,13

SP 0 SP100 9,31

SP 1 SP99 8,31

SP 2 SP98 7,35

SP 3 SP97 6,43

SP 4 SP96 5,58

SP 5 SP95 4,75

SP 6 SP94 3,96

SP 7 SP93 3,23

SP 8 SP92 2,55

SP 9 SP91 1,90

SP 10 SP90 1,28

SP 11 SP89 0,68

SPR 0 SPR100 10% do preço


ANEXO II

TERMO DE REPACTUAÇÃO DO RISCO HIDROLÓGICO - ACR

TERMO DE REPACTUAÇÃO DO RISCO HIDROLÓGICO No ____ / ____

Pelo presente instrumento, o ______________ (TITULAR DE OUTORGA DE USINA

HIDRÁULICA PARTICIPANTE DO MRE E VINCULADO A CCEAR OU BILATERAL COM

DISTRIBUIDORA), detentor de outorga para geração de energia elétrica, com sede no endereço

_______________, na cidade de _________, no estado de ________, inscrita no CNPJ/MF sob o no

_______, doravante denominado “GERADOR”, neste ato representado por seus representantes

legais ao final assinados, nos termos de seus documentos societários e estatutários;

CONSIDERANDO QUE:

a) O GERADOR firmou Contratos de Comercialização de Energia Elétrica elegíveis para

repactuação do risco hidrológico no Ambiente de Contratação Regulada - ACR;

b) nos termos do respectivo CONTRATO DE CONCESSÃO e/ou ATO AUTORIZATIVO

celebrado entre o Poder Concedente e o GERADOR, ao GERADOR foi outorgada

concessão/autorização para geração de ENERGIA ELÉTRICA, em decorrência da

exploração de: (i) Aproveitamento Hidrelétrico - AHE ou Pequena Central Hidrelétrica -

PCH ___________, localizada em ________, com POTÊNCIA INSTALADA de ____ MW

- Usina _________ (“USINA”);

c) A Resolução Normativa no ____, de __ de _________ de 2015, estabelece os critérios para

anuência e as condições de repactuação do risco hidrológico.

d) O GERADOR, por sua livre iniciativa, opta pela repactuação do risco hidrológico, nos

termos da Medida Provisória no 688, de 2015 e Resolução Normativa no ___, de 2015,

optando pela classe de produto _____ e fator F ____.

e) A ANEEL anuiu com a celebração deste Termo de Repactuação, conforme consta do

Despacho no _____, publicado em _________;

RESOLVE o GERADOR aderir ao presente TERMO, que se regerá pelas condições e cláusulas a

seguir:

CLÁUSULA PRIMEIRA - DO OBJETO

O presente Termo tem por objeto repactuar o risco hidrológico inerente aos CONTRATOS

REGULADOS de que trata o art. 2o da Resolução Normativa no ___, de 2015, firmados pelo

GERADOR, com contrapartida de prêmio de risco a ser pago, juntamente com a cessão de direitos

e obrigações, à Conta Centralizadora de Recursos de Bandeira Tarifária - CCRBT.

CLÁUSULA TERCEIRA - DA VIGÊNCIA

Subcláusula Primeira - A vigência deste TERMO terá início na data de sua celebração e

encerramento na data de ___ / ___ / ____ (fim do período do contrato de venda).

CLÁUSULA TERCEIRA - DA TRANSFERÊNCIA DO RISCO HIDROLÓGICO


Subcláusula Primeira - A cessão dos direitos e obrigações associados ao risco hidrológico será

efetuada considerando o fator F de ___, para a classe de produto ____.

CLÁUSULA QUARTA - DA CONTRAPARTIDA

Subcláusula Primeira - Como contrapartida pela repactuação do risco hidrológico, o GERADOR

deverá recolher mensalmente à CCRBT o resultado da multiplicação do montante mensal de

energia vinculado aos CONTRATOS listados no Anexo I e o prêmio de risco unitário do produto

_____, de R$___/MWh, referenciado à data-base de janeiro de 2015.

Subcláusula Segunda - O valor do prêmio de risco unitário será reajustado em janeiro de cada ano

a partir da variação do Índice de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA.

Subcláusula Terceira - O recolhimento do valor mensal a ser depositado na CCRBT se dará a

partir de ___ / ___ / ____. (aplicável a quem consegue compensar o ativo de 2015 com postergação

do pagamento do prêmio).

CLÁUSULA QUINTA - DA AMORTIZAÇÃO DO ATIVO CONSTITUÍDO EM 2015

DURANTE O PRAZO DE EXTENSÃO DE OUTORGA (aplicável a quem não consegue

compensar o ativo de 2015 com postergação do pagamento do prêmio).

Subcláusula Primeira - O GERADOR manifesta sua opção de ________________________

_________________________________ (contratar livremente ou recontratar com o ACR nas

condições originais de contrato preexistente, exceto montante) durante o prazo de extensão da

outorga.

Subcláusula Segunda - O GERADOR fará jus à extensão de seu prazo de outorga, que deverá ter

sua data final alterada para ___ / ___ / ____. (varia a depender da opção manifestada na

Subcláusula Primeira).

Subcláusula Terceira - No período de extensão, o GERADOR deverá recolher mensalmente à

CCRBT o resultado da multiplicação do montante mensal de energia de _____ MWh, do novo

CONTRATO de venda, o prêmio de risco unitário do produto _____, de R$___/MWh, referenciado

à data-base de janeiro de 2015 (aplicável apenas a quem optou por recontratar com o ACR nas

condições originais de contrato preexistente, exceto montante).

CLÁUSULA SEXTA - DA PENALIDADE

Subcláusula Primeira - Na hipótese de descumprimento do disposto na CLÁUSULA QUINTA,

será cobrado juros de mora de 1% ao mês e multa de 10% sobre o montante da Subcláusula

Primeira da Cláusula Quinta.

Subcláusula Segunda - Enquanto durar a inadimplência as receitas a serem liquidadas no Mercado

de Curto Prazo do GERADOR serão retidas para suportar o valor inadimplido, acrescido de multa e

juros, apurados conforme Subcláusula Primeira.

Subcláusula Terceira - Adicionalmente ao disposto na Subcláusula Primeira, o inadimplemento da

obrigação prevista na CLÁUSULA QUINTA enseja a inclusão do GERADOR no Cadastro de


Inadimplentes com Obrigações Intrassetoriais, de que trata a Resolução Normativa no 538, de 5 de

março de 2013.

CLÁUSULA SÉTIMA - DA EFICÁCIA

Subcláusula Primeira - Como condição para se valer da repactuação prevista neste contrato, o

GERADOR renuncia, de modo irrevogável e irretratável, ao direito de discutir, na via

administrativa, arbitral e judicial, suposta isenção ou mitigação de riscos hidrológicos relacionados

ao MRE.

Subcláusula Segunda - O GERADOR apresenta cópia do requerimento de extinção dos processos,

incluindo aqueles abertos pelas sociedades ou consórcios titulares de outorgas de empreendimentos

hidrelétricos nos quais o GERADOR detenha controle acionário, sobre o assunto a que se refere a

subcláusula primeira, com resolução do mérito, na qual contenha o número dos respectivos

protocolos judiciais, nos termos do Código de Processo Civil, ficando dispensados os honorários

advocatícios em razão da extinção da ação (aplicável se houver ação em curso).

Subcláusula Segunda - O GERADOR apresenta cópia de ata de assembleia de acionistas de

sociedades ou consórcios titulares de outorgas de empreendimentos hidrelétricos nos quais o

GERADOR tenha participação minoritária, na qual manifesta formalmente sua proposta de

elaboração de requerimento de extinção do processo sobre o assunto a que se refere a Subcláusula

Primeira, com resolução do mérito, anexando, em caso de aprovação da proposta, o respectivo

requerimento com número de protocolo judicial, nos termos do Código de Processo Civil, ficando

dispensados os honorários advocatícios em razão da extinção da ação. (aplicável se houver ação em

curso, sem posição de controle).

CLÁUSULA OITAVA - DAS DISPOSIÇÕES GERAIS

Subcláusula Primeira - O presente TERMO é firmado em caráter irrevogável e irretratável pelo

prazo de vigência definido na CLÁUSULA TERCEIRA, independentemente da celebração de

outros atos jurídicos junto a terceiros, mesmo ocorrendo venda, cessão, incorporação ou qualquer

outro negócio jurídico envolvendo o GERADOR, assumindo os novos controladores ou a nova

detentora das outorgas, todos os direitos e as obrigações assumidas no presente instrumento.

Subcláusula Segunda - Todas as atividades, operações e processos previstos neste TERMO,

independentemente de sua definição e tratamento neste instrumento, deverão ser realizados

conforme o previsto na legislação aplicável à matéria e em regulamentação da ANEEL, presente e

futura, não havendo oponibilidade de ato jurídico perfeito ou direito adquirido às determinações

regulamentares.

Subcláusula Terceira - O presente TERMO não poderá ser alterado, devendo, porém, observar o

disposto na Subcláusula Segunda.

Subcláusula Quarta - Este instrumento possui eficácia como título executivo extrajudicial, na

forma da Lei no 7.347, de 24 de julho de 1985, e do Código do Processo Civil.

Subcláusula Quinta - Eventuais litígios oriundos da aplicação do presente instrumento serão

dirimidos no Foro da Seção Judiciária da Justiça Federal do Distrito Federal.

Por estar de acordo, o GERADOR adere ao presente instrumento em 1 (uma) via.


__________________, ___ de ______________ de ______.

GERADOR

_____________________________ _____________________________

Nome: Nome:

CPF: CPF:

RG: RG:

Testemunhas:

_____________________________ _____________________________

Nome: Nome:

CPF: CPF:

RG: RG:


ANEXO III

TERMO DE REPACTUAÇÃO DO RISCO HIDROLÓGICO - ACL

TERMO DE REPACTUAÇÃO DO RISCO HIDROLÓGICO No ____ / ____

Pelo presente instrumento, o ______________ (TITULAR DA OUTORGA DE USINA

HIDRÁULICA PARTICIPANTE DO MRE), detentor de outorga para geração de energia elétrica,

com sede no endereço _______________, na cidade de _________, no estado de ________, inscrita

no CNPJ/MF sob o no _______ , doravante denominada “GERADOR”, neste ato representadas por

seus representantes legais ao final assinados, nos termos de seus documentos societários e

estatutários;

CONSIDERANDO QUE:

a) A Medida Provisória no 688, de 18 de Agosto de 2015, permitiu a repactuação do risco

hidrológico vinculado à energia não contratada no Ambiente de Contratação Regulada -

ACR dos agentes de geração hidrelétrica, participantes do MRE, mediante contrapartida do

GERADOR, por meio da assunção dos direitos e obrigações vinculados à energia de

Reserva de que trata o art. 3o-A da Lei no 10.848, de 15 de março de 2004;

b) A CCEE é responsável por estruturar e gerir o Contrato de Uso da Energia de Reserva -

CONUER e a Conta de Energia de Reserva - CONER, nos termos do Decreto no 6.353, de

16 de janeiro de 2008, da Convenção de Comercialização, aprovada pela Resolução

Normativa no 109, de 26 de outubro de 2004, e Resolução Normativa no 337, de 11 de

novembro de 2008;

c) nos termos do respectivo CONTRATO DE CONCESSÃO e/ou ATO AUTORIZATIVO

celebrado entre o Poder Concedente e o GERADOR, ao GERADOR foi outorgada

concessão/autorização para geração de ENERGIA ELÉTRICA, em decorrência da

exploração de: (i) Aproveitamento Hidrelétrico - AHE ou Pequena Central Hidrelétrica -

PCH ___________, localizada em ________, com POTÊNCIA INSTALADA de ____ MW

- Usina _________ (“USINA”);

d) A Resolução Normativa no ____, de __ de _________ de 2015, estabelece os critérios para

anuência e as condições de repactuação do risco hidrológico;

e) O GERADOR, por sua livre iniciativa, optou pela repactuação do risco hidrológico, nos

termos da Medida Provisória no 688, de 18 de Agosto de 2015;

f) O GERADOR firmou o Contrato de Uso da Energia de Reserva - CONUER, nos termos da

Resolução Normativa no 337, de 11 de novembro de 2008;

g) A ANEEL, após avaliação dos impactos da repactuação, anuiu com a celebração deste

Contrato conforme consta do Despacho no _____, publicado em _________;

RESOLVE o GERADOR, aderir ao presente TERMO que se regerá pelas condições e cláusulas a

seguir:

CLÁUSULA PRIMEIRA - DO OBJETO


O presente TERMO tem por objeto repactuar o risco hidrológico por meio de assunção de direitos e

obrigações vinculados à energia de reserva, com consequente contrapartida de pagamento a ser

transferida à CONER.

CLÁUSULA SEGUNDA - DA VIGÊNCIA

Subcláusula Primeira - A vigência do CONTRATO terá início na data de sua assinatura e

encerramento em ___ / ___ / ____. (prazo final original da outorga)

Subcláusula Segunda - O resultado da repactuação do risco hidrológico e consequente

contrapartida alcançará os efeitos já percebidos a partir de 1o de janeiro 2015, nos termos do

art. 1o da Medida Provisória no 688, de 2015.

CLÁUSULA TERCEIRA - DA ASSUNÇÃO DOS DIREITOS SOBRE A ENERGIA DE

RESERVA

Subcláusula Primeira - Na liquidação financeira relativa à contratação de energia de reserva, a

CCEE depositará em favor do Gerador os montantes de excedentes apurados na CONER,

proporcionais à ______ MW médios de energia de reserva, a ser restituídos aos GERADORES

enquadrados como Usuários da Energia de Reserva na forma do disposto na Resolução Normativa

da ANEEL no 337, de 11 de novembro de 2008.

Subclásula Segunda - O GERADOR se assegura do direito de comprar energia de reserva

incremental com compensação dos resultados em extensão de prazo ___________.

CLÁUSULA QUARTA - DO PRÊMIO DE RISCO

Como contrapartida pela repactuação do risco hidrológico, o GERADOR, a partir da competência

de janeiro de 2016, deverá recolher mensalmente à CONER a importância resultante da aplicação

do prêmio de risco estabelecido na Resolução Normativa no 337, de 11 de novembro de 2008,

correspondente ao montante de ______ MW médios de energia de reserva.

CLÁUSULA QUINTA - DO RESSARCIMENTO

Subcláusula Primeira - Será ressarcido ao GERADOR o resultado do ano de 2015 referente à

restituição dos montantes financeiros excedentes da CONER, conforme montante repactuado.

Subcláusula Segunda - O ressarcimento de que trata a Subcláusula Primeira dar-se-á pela extensão

de prazo de outorga e considerará o uso da energia de reserva incremental.

CLÁUSULA SEXTA - DA EFICÁCIA

Subcláusula Primeira - Como condição para se valer da repactuação prevista neste contrato, o

GERADOR renuncia, de modo irrevogável e irretratável, ao direito de discutir, na via

administrativa, arbitral e judicial, suposta isenção ou mitigação de riscos hidrológicos relacionados

ao MRE.

Subcláusula Segunda - O GERADOR que possuir ação judicial em curso sobre o assunto a que se

refere a Subcláusula Primeira, deverá anexar ao processo, no momento da assinatura do presente


contrato, cópia do requerimento de extinção do processo com resolução do mérito na qual contenha

o número do respectivo protocolo judicial, nos termos do Código de Processo Civil, ficando

dispensados os honorários advocatícios em razão da extinção da ação.

Subcláusula Terceira - A eficácia da repactuação está condicionada à adesão de agentes de

geração que representem pelo menos dois terços da garantia física do MRE.

CLÁUSULA SÉTIMA - DAS DISPOSIÇÕES GERAIS

Subcláusula Primeira - O presente TERMO é firmado em caráter irrevogável e irretratável pelo

prazo de vigência definido na CLÁUSULA TERCEIRA, independentemente da celebração de

outros atos jurídicos junto a terceiros, mesmo ocorrendo venda, cessão, incorporação ou qualquer

outro negócio jurídico envolvendo o GERADOR, assumindo os novos controladores ou a nova

detentora das outorgas, todos os direitos e as obrigações assumidas no presente instrumento.

Subcláusula Segunda - Todas as atividades, operações e processos previstos neste TERMO,

independentemente de sua definição e tratamento neste instrumento, deverão ser realizados

conforme o previsto na legislação aplicável à matéria e em regulamentação da ANEEL, presente e

futura, não havendo oponibilidade de ato jurídico perfeito ou direito adquirido às determinações

regulamentares.

Subcláusula Terceira - O presente TERMO não poderá ser alterado, devendo, porém, observar o

disposto na Subcláusula Segunda.

Subcláusula Quarta - Este instrumento possui eficácia como título executivo extrajudicial, na

forma da Lei no 7.347, de 24 de julho de 1985, e do Código do Processo Civil.

Subcláusula Quinta - Eventuais litígios oriundos da aplicação do presente instrumento serão

dirimidos no Foro da Seção Judiciária da Justiça Federal do Distrito Federal.

Por estar de acordo, o GERADOR adere ao presente instrumento em 1 (uma) via.

__________________, ___ de ______________ de ______.

GERADOR

_____________________________ _____________________________

Nome: Nome:

CPF: CPF:

RG: RG:

Testemunhas:


_____________________________ _____________________________

Nome: Nome:

CPF: CPF:

RG: RG:


ANEXO IV

CONTRATO DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

NO AMBIENTE REGULADO – CCEAR POR QUANTIDADE

CCEAR Nº ...../15

PRODUTO 2018/2047

CONTRATO DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA

NO AMBIENTE REGULADO – CCEAR, NA

MODALIDADE QUANTIDADE DE ENERGIA

ELÉTRICA, QUE ENTRE SI FAZEM A _________ E A

_________.

De um lado, a _________________, concessionária ou autorizada (no caso de PCH e UHE até 50

MW) de geração de energia elétrica, com sede na Rua ______________, Município de

__________, Estado de __________, inscrita no CNPJ/MF sob o nº _____________, doravante

denominada VENDEDOR, e de outro lado _______________, titular de concessão para prestação

de serviços públicos de distribuição de energia elétrica, com sede na Rua ____________, Município

de ___________, Estado de _____________, inscrita no CNPJ/MF sob o nº _______________,

doravante denominada COMPRADOR, quando em conjunto denominadas PARTES, e

separadamente PARTE, neste ato representadas por seus representantes legais ao final assinados,

nos termos de seus documentos societários;

CONSIDERANDO QUE:

1. a Medida Provisória n° 688, de 18 de Agosto de 2015, permitiu a repactuação do risco

hidrológico vinculado à energia não contratada no Ambiente de Contratação Regulada -

ACR dos agentes de geração hidrelétrica, participantes do MRE, mediante contrapartida do

GERADOR, por meio da assunção dos direitos e obrigações vinculados à energia de

Reserva de que trata o art. 3º-A da Lei no 10.848, de 2004.

2. nos termos do respectivo CONTRATO DE CONCESSÃO e/ou ATO AUTORIZATIVO

celebrado entre o Poder Concedente e o VENDEDOR, conforme previsto no EDITAL, ao

VENDEDOR foi outorgada concessão/autorização para geração de ENERGIA ELÉTRICA,

em decorrência da exploração de: (i) Aproveitamento Hidrelétrico – AHE ou Pequena

Central Hidrelétrica - PCH................, localizada em ................, com POTÊNCIA

INSTALADA de ...... MW – Usina ................ (“USINA”);

3. O GERADOR, por sua livre iniciativa, optou pela repactuação do risco hidrológico, nos

termos da Medida Provisória n° 688, de 2015, e Resolução Normativa nº xxx, de 2015.

4. a ANEEL, após avaliação dos impactos da repactuação, anuiu com a celebração do TERMO DE

REPACTUAÇÃO DO RISCO HIDROLÓGICO, conforme consta do Despacho nº XXXXX, publicado em

XXXX.

5. a comercialização realizada entre as PARTES, de natureza regulada, deve ser acompanhada

no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, para os fins

previstos na legislação, na CONVENÇÃO DE COMERCIALIZAÇÃO, nas REGRAS e nos

PROCEDIMENTOS DE COMERCIALIZAÇÃO;


As PARTES têm entre si justo e acordado celebrar o presente CONTRATO DE

COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA NO AMBIENTE REGULADO, doravante denominado

“CONTRATO” ou “CCEAR”, o qual se regerá pelas disposições das Leis nº 10.848, de 15 de

março de 2004, nº 11.488, de 15 de junho de 2007, e nº 11.943, de 28 de maio de 2009, da Medida

Provisória nº 688, de 18 de agosto de 2015, dos Decretos nº 5.163, de 30 de julho de 2004, e nº

6.210, de 18 de setembro de 2007, e demais disposições legais e regulamentares aplicáveis, bem

como pelas REGRAS e PROCEDIMENTOS DE COMERCIALIZAÇÃO, e de acordo com as

seguintes cláusulas e condições:

CLÁUSULA 1ª – DO OBJETO E ANEXOS DO CONTRATO

1.1. O CONTRATO tem por objeto estabelecer os termos e as condições da compra e venda da

ENERGIA CONTRATADA com POTÊNCIA ASSOCIADA, realizada entre o COMPRADOR e o

VENDEDOR na modalidade quantidade e com vinculação à USINA, conforme os montantes

indicados na Cláusula 4ª, a partir da DATA DE INÍCIO DO SUPRIMENTO.

1.2. São partes integrantes do CONTRATO:

a) ANEXO I – PARÂMETROS DA CONTRATAÇÃO;

b) ANEXO II – DEFINIÇÕES;

c) ANEXO III – CONTRATO DE CONSTITUIÇÃO DE GARANTIA VIA VINCULAÇÃO

DE RECEITAS;

d) ANEXO IV – CONTRATO DE CONCESSÃO e/ou ATO AUTORIZATIVO, e seus

aditivos, que fica incorporado ao CONTRATO por referência, como se nele estivesse

transcrito.

1.3. Em caso de divergências entre as disposições constantes do CONTRATO e os termos

dispostos em seus ANEXOS I a III, deverão prevalecer as disposições do CONTRATO.

CLÁUSULA 2ª – DAS DEFINIÇÕES E PREMISSAS

2.1. Para o perfeito entendimento e precisão da terminologia técnica empregada no CONTRATO

e seus anexos, os termos e expressões grafados em letra maiúscula, quando utilizados no

CONTRATO, terão os significados relacionados no ANEXO II – DEFINIÇÕES.

2.2. A utilização das definições constantes do CONTRATO, no plural ou no singular, no

masculino ou no feminino, não altera os significados a elas atribuídos no ANEXO II –

DEFINIÇÕES.

CLÁUSULA 3ª – DA VIGÊNCIA E DO PERÍODO DE SUPRIMENTO

3.1. A vigência do CONTRATO terá início na presente data, encerrando-se no dia xx de

xxxxxxx de 20xx (prazo de término da extensão da outorga), observado o disposto na subcláusula

3.4, sendo sua eficácia condicionada à celebração do correspondente CCG.

3.2. O PERÍODO DE SUPRIMENTO terá início à zero hora do dia xx de xxxxxxx do ano de

20xx e o término do suprimento ocorrerá às 24 horas do dia xx de xxxxxxx do ano de 20xx.

3.3. Na eventualidade de o prazo final da concessão, permissão ou autorização do

COMPRADOR encerrar-se antes do término do PERÍODO DE SUPRIMENTO, o sucessor da

titularidade da respectiva concessão assumirá todas as obrigações e direitos previstos no

CONTRATO.


3.4. O término do prazo de vigência do CONTRATO não afetará quaisquer direitos ou

obrigações anteriores a tal evento e que seu exercício ou cumprimento se dê após o término da

vigência do CONTRATO.

CLÁUSULA 4ª – DOS MONTANTES CONTRATADOS

4.1. Para fins de aplicação das disposições previstas no CONTRATO, os montantes

especificados na tabela seguinte, referenciados ao CENTRO DE GRAVIDADE do

SUBMERCADO da USINA, representam os valores de ENERGIA CONTRATADA e POTÊNCIA

ASSOCIADA:

Tabela 1 – USINA

SUBMERCADO:

ENERGIA CONTRATADA e POTÊNCIA ASSOCIADA

ANO DE

SUPRIMENTO

ENERGIA

CONTRATADA

(MWmédio)

POTÊNCIA

ASSOCIADA

(MWh/h)

20xx

20xx

20xx

.......

20xx

TOTAL

4.1.1. Os montantes de ENERGIA CONTRATADA, observados os critérios de

SAZONALIZAÇÃO e MODULAÇÃO definidos nesta Cláusula, serão considerados como

requisito do VENDEDOR e recurso do COMPRADOR nos processos de apuração de

insuficiência de lastro para venda e de cobertura contratual do consumo, respectivamente,

nos termos das REGRAS DE COMERCIALIZAÇÃO.

4.1.2. Os montantes de POTÊNCIA ASSOCIADA, que correspondem a 1,5 vezes o valor

da ENERGIA CONTRATADA, serão considerados como recurso do COMPRADOR e

requisito do VENDEDOR no processo de apuração de insuficiência de lastro de

POTÊNCIA, nos termos das REGRAS DE COMERCIALIZAÇÃO.

4.2. Os montantes de ENERGIA CONTRATADA e POTÊNCIA ASSOCIADA, definidos na

tabela da subcláusula 4.1, poderão ser reduzidos, de comum acordo entre as PARTES, em caso de

redução/degradação da GARANTIA FÍSICA da USINA.

4.2.1. Na ocorrência do disposto na subcláusula 4.2, as PARTES deverão celebrar Termo

Aditivo ao CONTRATO.

4.2.2. As reduções previstas na subcláusula 4.2 serão tratadas como exposição voluntária

do COMPRADOR perante a ANEEL.

4.3. Na hipótese de alocação de ENERGIA CONTRATADA em mais de um SUBMERCADO, a

CCEE deverá registrar o CONTRATO considerando um registro contratual independente para cada

SUBMERCADO, para fins de controle, monitoramento, contabilização, e outros fins previstos na

CONVENÇÃO DE COMERCIALIZAÇÃO, nas REGRAS e nos PROCEDIMENTOS DE

COMERCIALIZAÇÃO.


4.4. A SAZONALIZAÇÃO e a MODULAÇÃO da ENERGIA CONTRATADA serão tratados

conforme o previsto no CONTRATO, na CONVENÇÃO DE COMERCIALIZAÇÃO, nas

REGRAS e nos PROCEDIMENTOS DE COMERCIALIZAÇÃO.

4.5. Os riscos hidrológicos serão assumidos pelo VENDEDOR, conforme REGRAS DE

COMERCIALIZAÇÃO.

4.6. A SAZONALIZAÇÃO da ENERGIA CONTRATADA será realizada seguindo o perfil de

carga declarada pelo COMPRADOR ao final de cada ano e consolidada pelo SIMPLES/EPE ou seu

sucedâneo, de acordo com limites máximos e mínimos situados entre 85% (oitenta e cinco por

cento) e 115% (cento e quinze por cento) da média anual da ENERGIA CONTRATADA,

respeitados os limites de POTÊNCIA ASSOCIADA.

4.7. 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.

4.8. Os PROCEDIMENTOS DE COMERCIALIZAÇÃO regerão os prazos para informação da

SAZONALIZAÇÃO e da MODULAÇÃO da ENERGIA CONTRATADA, bem como o tratamento

a ser dado em caso de seu descumprimento.

4.9. Em caso de decretação de racionamento de ENERGIA ELÉTRICA, deverá ser observado o

disposto no artigo 22 da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, ou na legislação vigente.

CLÁUSULA 5ª – DAS OBRIGAÇÕES DAS PARTES

5.1. Todas as atividades, operações e processos previstos no CONTRATO, independentemente

de sua definição e tratamento neste instrumento, deverão ser realizados conforme o previsto na

legislação aplicável à matéria, em regulamentação da ANEEL, na CONVENÇÃO DE

COMERCIALIZAÇÃO, REGRAS e PROCEDIMENTOS DE COMERCIALIZAÇÃO, nos

PROCEDIMENTOS DE REDE e/ou nos PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO, não havendo

oponibilidade de ato jurídico perfeito ou direito adquirido às determinações regulamentares.

5.2. As PARTES deverão atender plenamente a todas as obrigações, impostas a AGENTES, que

estão estabelecidas na CONVENÇÃO DE COMERCIALIZAÇÃO, nas REGRAS DE

COMERCIALIZAÇÃO e nos PROCEDIMENTOS DE COMERCIALIZAÇÃO.

5.3. As PARTES concordam que será de inteira responsabilidade do VENDEDOR arcar com

todas as obrigações e responsabilidades relativas a TRIBUTOS, tarifas e encargos de conexão, de

uso dos sistemas de transmissão e de distribuição, e aqueles relativos ao consumo interno verificado

da USINA e às perdas elétricas devidas e/ou verificadas entre a USINA e o CENTRO DE

GRAVIDADE do SUBMERCADO onde a USINA estiver localizada.

5.4. As PARTES concordam, ainda, que será de inteira responsabilidade do COMPRADOR

arcar com todas as obrigações e responsabilidades relativas a TRIBUTOS, tarifas e encargos de

conexão, de uso dos sistemas de transmissão e de distribuição, e aqueles relativos às perdas

incidentes e/ou verificadas entre o CENTRO DE GRAVIDADE do SUBMERCADO onde se

localiza a USINA e o destino final da ENERGIA CONTRATADA.

5.5. O VENDEDOR é o responsável pela implantação, operação e manutenção da USINA.

CLÁUSULA 6ª – DA RECEITA DE VENDA


6.1 A RECEITA DE VENDA, segregada por USINA e calculada mensalmente no âmbito das

REGRAS DE COMERCIALIZAÇÃO a partir do início do PERÍODO DE SUPRIMENTO, será

definida com base no estágio de implantação de cada USINA.

6.2 A RECEITA DE VENDA a que o VENDEDOR faz jus, por USINA, corresponderá a:

𝑹𝑽𝒊,𝒎 = 𝑷𝑽𝒊,𝒎 × 𝑬𝑪𝒊,𝒎

Onde:

𝑅𝑉𝑖,𝑚: RECEITA DE VENDA da USINA “i”, em Reais (R$), apurada no mês “m”;

𝐸𝐶𝑖,𝑚: ENERGIA CONTRATADA da USINA “i”, em MWh, no mês “m”, conforme

SAZONALIZAÇÃO definida na subcláusula 4.6;

𝑃𝑉𝑖,𝑚: PREÇO DE VENDA, em R$/MWh, da USINA “i”, no mês “m”, observado o

disposto na subcláusula 6.4.

6.3 O valor inicial do PREÇO DE VENDA de cada USINA, referenciado ao mês janeiro de

2015 (mês de eficácia da repactuação do risco hidrológico):

6.3.1. PREÇO DE VENDA da USINA A: R$ .....,..... (.......................), por megawatt-hora.

6.3.2. PREÇO DE VENDA da USINA N: R$ .....,..... (.......................), por megawatt-hora.

6.4 O PREÇO DE VENDA será atualizado anualmente pelo IPCA, tendo como referência o mês

de janeiro, respeitado o prazo mínimo legal de doze meses, contados a partir do primeiro dia do mês

de janeiro de 2015, mediante a aplicação da seguinte equação algébrica:

𝑷𝑽𝒎 = 𝑷𝑽𝟎 × (𝑰𝒎𝑰𝟎

)

Onde:

𝑷𝑽𝒎: valor atualizado do PREÇO DE VENDA;

𝑷𝑽𝟎: valor inicial do PREÇO DE VENDA, conforme subcláusula 6.3;

𝑰𝒎: número índice do IPCA do mês de dezembro; e

𝑰𝟎: número índice do IPCA referente ao mês de janeiro de 2015 (mês de eficácia da

repactuação do risco hidrológico).

6.4.1 Deverão ser adotadas seis casas decimais exatas para os cálculos, desprezando-se os

demais algarismos a partir da sétima casa, inclusive.

6.5 Caso o IPCA não seja publicado até o momento do faturamento pelo VENDEDOR, será

utilizado, em caráter provisório, o último índice publicado, e o ajuste será efetuado no primeiro

faturamento após a publicação do índice que deveria ter sido utilizado.

6.6 Caso venha a ocorrer a extinção do IPCA, adotar-se-á outro índice oficial que venha a

substituí-lo, e na falta desse, outro com função similar, conforme determinado pelo Poder

Concedente.

6.7 As PARTES reconhecem que a RECEITA DE VENDA, em conjunto com as respectivas

regras de correção monetária previstas no CONTRATO, é suficiente para o cumprimento das

obrigações previstas no presente instrumento.


6.7.1. A USINA que faz jus ao recebimento de sub-rogação dos benefícios do rateio da

Conta de Consumo de Combustíveis – CCC, nos termos do art. 11 da Lei nº 9.648, de 27 de

maio de 1998, terá deduzido de seu PREÇO DE VENDA o valor que vier a ser percebido

sob esse título, conforme regulamentado, autorizado e homologado pela ANEEL.

6.8 Caso sejam criados, após a data de assinatura do CONTRATO, novos TRIBUTOS, encargos

setoriais ou contribuições parafiscais e outros encargos legais, ou modificada a base de cálculo, as

alíquotas e/ou regime de arrecadação dos atuais, de forma a aumentar ou diminuir o ônus das

PARTES com repercussão no equilíbrio contratual, o PREÇO DE VENDA poderá ser adequado de

modo a refletir tais alterações, para mais ou para menos, e entrará em vigor após a homologação da

ANEEL.

CLÁUSULA 7ª – DO FATURAMENTO

7.1. Na definição dos valores monetários a serem faturados mensalmente pelo VENDEDOR,

serão considerados, de forma conjunta, os valores associados:

(i) à RECEITA DE VENDA;

(ii) às demais disposições do CONTRATO que envolvam acerto financeiro.

7.1.1. Caso o total dos acertos financeiros de que tratam a Subcláusula 7.1.(ii) resulte em

valor superior ao valor de que trata a Subcláusula 7.1.(i), o pagamento do COMPRADOR ao

VENDEDOR no mês correspondente deverá ser em valor igual a zero e o saldo

remanescente deverá ser considerado no(s) faturamento(s) posterior(es) em tantas vezes

quantas forem necessárias para sua quitação.

7.1.2. Na hipótese prevista na Subcláusula 7.1.1 o faturamento do VENDEDOR ao

COMPRADOR deverá observar a legislação tributária atinente à espécie.

7.1.3. O saldo remanescente de que trata a subcláusula 7.1.1 será atualizado mensalmente

pelo IPCA.

7.1.4. Quando de resolução do CONTRATO ou do término do PERÍODO DE

SUPRIMENTO, na hipótese de existir saldo remanescente a favor do COMPRADOR,

conforme disposto na Subcláusula 7.1.1, o COMPRADOR efetuará a cobrança do valor

apurado em face do VENDEDOR.

7.2. A apuração de que trata a subcláusula 7.1 será realizada no âmbito das REGRAS, sendo

vedado ao VENDEDOR o faturamento de valor divergente daquele publicado pela CCEE.

7.3. O faturamento do VENDEDOR será realizado em três parcelas, mediante a emissão de um

ou mais DOCUMENTOS DE COBRANÇA, individualizados por USINA, cujos vencimentos

ocorrerão conforme as seguintes datas:

a) Primeira parcela: vencimento no dia 20 do mês subsequente ao mês do suprimento

considerado;

b) Segunda parcela: vencimento no dia 30 do mês subsequente ao mês do suprimento

considerado; e

c) Terceira parcela: vencimento no dia 15 do segundo mês subsequente ao mês do

suprimento considerado.

7.3.1. O valor a ser faturado em cada vencimento corresponderá a um terço da RECEITA

DE VENDA apurada nos termos da Cláusula 6ª, podendo ser realizado um ajuste no valor

do último vencimento em virtude da contabilização das operações no MERCADO DE

CURTO PRAZO.


7.3.2. O(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA poderá(ão) ser emitido(s) em nome da(s)

matriz(es) ou filial(is) do VENDEDOR ou do COMPRADOR, conforme previamente

informado e acertado entre as PARTES.

7.3.3. O(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA será(ão) apresentado(s) pelo

VENDEDOR no prazo de, no mínimo, cinco dias úteis anteriormente à data do vencimento.

No caso de atraso na apresentação, por motivo imputável ao VENDEDOR ou à CCEE, as

datas de vencimento serão automaticamente postergadas por prazo igual ao do atraso

verificado.

7.3.4. Caso as datas de vencimento previstas nesta subcláusula ocorram em dia não útil na

praça do COMPRADOR, considerando, inclusive, os feriados bancários e dias em que não

haja expediente ao público, o pagamento poderá ser efetuado no primeiro dia útil

subsequente.

7.4. Os pagamentos mencionados nesta cláusula deverão ser efetuados conforme previsto no

ANEXO III.

7.5. As PARTES concordam que, na hipótese de o VENDEDOR ficar inadimplente na

liquidação financeira do MERCADO DE CURTO PRAZO, sendo essa inadimplência decorrente

deste CONTRATO, os recursos financeiros associados ao faturamento bilateral estabelecido na

subcláusula 7.3 serão utilizados para abater os valores inadimplidos pelo VENDEDOR junto ao

MERCADO DE CURTO PRAZO, conforme regulamentação específica.

7.5.1. Enquanto perdurar a situação de inadimplência do VENDEDOR na liquidação

financeira do MERCADO DE CURTO PRAZO, todo faturamento, realizado nos termos da

subcláusula 7.3, deverá ser feito de modo que os recursos financeiros associados a esse

faturamento bilateral sejam transferidos para a conta corrente do VENDEDOR junto ao

AGENTE DE LIQUIDAÇÃO.

7.6. Os pagamentos devidos pelo COMPRADOR ao VENDEDOR deverão ser efetuados livres

de quaisquer ônus e deduções não autorizadas, e eventuais despesas financeiras decorrentes dos

referidos pagamentos correrão por conta do COMPRADOR.

7.7. O não cumprimento da obrigação de pagamento pelo COMPRADOR, nos prazos e

condições determinados nesta Cláusula, implicará a aplicação de penalidade de multa e a incidência

de juros e atualização monetária sobre o valor devido, nos termos da Cláusula 8ª.

7.8. As divergências eventualmente apontadas por uma das PARTES em relação aos valores de

faturamento publicados pela CCEE não afetarão os prazos para pagamento do(s) DOCUMENTO(S)

DE COBRANÇA.

7.8.1. Na eventualidade de as divergências apontadas serem procedentes, serão publicados

novos valores para fins de faturamento.

7.8.2. Os ajustes de que trata a subcláusula 7.8.1 ensejarão a emissão do competente

DOCUMENTO DE COBRANÇA, que deverá identificar o mês de competência do

suprimento, cuja compensação poderá se dar no próprio mês, ou, de comum acordo entre as

PARTES, em DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA subsequente(s).

7.9. Caso, em relação a qualquer DOCUMENTO DE COBRANÇA, existam montantes

incontroversos e montantes em relação aos quais o COMPRADOR tenha questionado a respectiva

certeza e liquidez, o COMPRADOR, independentemente do questionamento apresentado ao

VENDEDOR, por escrito, deverá, na respectiva data de vencimento, efetuar o pagamento da

parcela inconteste, sob pena de, em não o efetuando, caracterizar-se o inadimplemento do

COMPRADOR, ressalvado o disposto na subcláusula 7.2.


7.10. Sobre qualquer soma contestada, representando créditos para uma PARTE, que venha a ser

acordada posteriormente, ou definida como sendo devida pela outra PARTE, aplicar-se-á o disposto

na subcláusula 8.2, excetuando-se a multa. Os juros e a correção monetária incidirão desde a data

do vencimento da parcela contestada até a data de sua liquidação.

CLÁUSULA 8ª – DA MORA NO PAGAMENTO E SEUS EFEITOS

8.1. Fica caracterizada a mora quando o COMPRADOR deixar de liquidar qualquer dos

pagamentos até a data de seu vencimento.

8.2. No caso de mora, incidirão sobre a parcela em atraso, corrigida monetariamente até a data

do pagamento, os seguintes acréscimos:

a) multa de 2% (dois por cento); e

b) juros de mora de 1% (um por cento) ao mês, calculados pro rata die.

8.2.1. É vedada a incidência da multa sobre os valores em atraso já lançados em períodos

anteriores.

8.2.2. Os juros de mora deverão incidir sobre o valor total apurado, excetuando-se a parcela

referente aos encargos moratórios de períodos anteriores.

8.3. Os acréscimos previstos nos itens (a) e (b) da subcláusula 8.2 incidirão sobre o valor em

atraso, mensalmente atualizadas pela variação pro rata die do IPCA, observado o disposto na

subcláusula 6.5.

8.4. Se no período de atraso a correção monetária for negativa, a variação prevista na subcláusula

8.3 será considerada nula.

8.5. A partir do 20º (vigésimo) dia útil da data do vencimento do DOCUMENTO DE

COBRANÇA indicado na Cláusula 7ª, sem que haja seu devido pagamento, o VENDEDOR poderá

adotar as medidas previstas nas Cláusulas 9ª e 10 para a realização de seu crédito, sem prejuízo do

disposto na Cláusula 5ª do CONTRATO DE CONSTITUIÇÃO DE GARANTIA DE

PAGAMENTO – CCG, caso aplicável.

CLÁUSULA 9ª – DA RESOLUÇÃO

9.1. Não obstante o caráter irrevogável e irretratável do CONTRATO, este será objeto de

resolução pela ANEEL na ocorrência de qualquer das seguintes hipóteses:

(i) decretação da falência, dissolução ou liquidação judicial ou extrajudicial da PARTE,

observada a emissão de aviso ou notificação à outra PARTE para dar ciência do

ocorrido;

(ii) na eventualidade de uma PARTE ter revogada qualquer autorização legal,

governamental ou regulatória indispensável ao cumprimento das atividades e obrigações

previstas no CONTRATO, inclusive, mas não se limitando, à concessão de serviço

público, permissão ou autorização;

(iii) o desligamento de uma PARTE da CCEE, nos termos das normas de regência;

(iv) atraso superior a trinta dias no adimplemento da obrigação de reconstituição dos valores

originalmente aportados de garantia de fiel cumprimento da USINA;

9.2. Não obstante o caráter irrevogável e irretratável do CONTRATO, este poderá ser resolvido,

a critério da PARTE adimplente, em caso de descumprimento de qualquer obrigação

contratual pela outra PARTE.


9.2.1. Na ocorrência da hipótese prevista na subcláusula 9.2, a PARTE adimplente deverá

enviar notificação por escrito à outra PARTE.

9.2.2. Caso não sanada, no prazo máximo de 15 (quinze) dias úteis contados do

recebimento de notificação de que trata a subcláusula 9.2.1, a PARTE adimplente

considerará resolvido o CONTRATO, após manifestação da ANEEL.

9.3. Ocorrendo a resolução do CONTRATO, a PARTE inadimplente obriga-se a manter a

PARTE adimplente isenta de quaisquer obrigações e responsabilidades nos termos do

CONTRATO, inclusive no âmbito da CCEE, observado o disposto na subcláusula 10.1,

responsabilizando-se também pelo pagamento de quaisquer ônus decorrentes de tal resolução.

9.4. A resolução do CONTRATO não libera as PARTES das obrigações devidas até a data do

distrato e não afetará ou limitará qualquer direito que, expressamente ou por sua natureza, deva

permanecer em vigor após a resolução ou que dela decorra.

9.5. O registro do CONTRATO será cancelado pela CCEE na hipótese de sua resolução, sem

efeitos retroativos, observado o disposto na CONVENÇÃO DE COMERCIALIZAÇÃO.

CLÁUSULA 10 – DA RESPONSABILIDADE E INDENIZAÇÃO

10.1. A PARTE que, por sua ação ou omissão, der causa à resolução do CONTRATO por incorrer

nas hipóteses tratadas na Cláusula 9ª, ficará obrigada a pagar à outra PARTE, sem prejuízo de

perdas e danos, penalidade de multa por resolução, limitada a um ano de faturamento, calculada de

acordo com a fórmula abaixo descrita:

𝑀𝑢𝑙𝑡𝑎 = 𝑚𝑖𝑛(30% × ∑ 𝑃𝑉

𝑈𝑆𝐼𝑁𝐴𝑆(𝑆)

× 𝑉𝐸𝐶𝑅; ∑ 𝑃𝑉 × 𝑉𝐸𝐶

𝑈𝑆𝐼𝑁𝐴(𝑆)

)

Onde:

𝑃𝑉: PREÇO DE VENDA das USINA, em R$/MWh, vigente na data de resolução do

CONTRATO, nos termos da Cláusula 6ª;

𝑽𝑬𝑪𝑹: volume de ENERGIA CONTRATADA da USINA, remanescente entre a data de

resolução e a data de término do PERÍODO DE SUPRIMENTO, expresso em MWh;

𝑽𝑬𝑪: volume de ENERGIA CONTRATADA, expresso em MWh; relativo ao ano da

resolução do CONTRATO; e

𝒎𝒊𝒏: é a função mínimo que calcula o menor dentre dois valores.

10.2. A PARTE inadimplente deverá, no prazo máximo de dez dias úteis contados da data em que

ocorrer a resolução, efetuar o pagamento do valor estipulado na subcláusula 10.1.

10.2.1. O pagamento realizado após esse prazo será acrescido de juros de mora à taxa

estipulada no item (b) da subcláusula 8.2, calculados entre o décimo primeiro dia útil

contado da data em que ocorrer a resolução e a data do efetivo pagamento.

10.3. Caso haja controvérsia com relação ao pagamento da penalidade prevista na subcláusula

10.1, a questão deverá ser submetida ao processo de solução de controvérsia, na forma da Cláusula

11.

10.4. A responsabilidade de cada uma das PARTES no âmbito do CONTRATO estará, em

qualquer hipótese, limitada aos montantes de danos que der causa, sem prejuízo de eventuais

penalidades.


10.5. Pelo descumprimento de qualquer obrigação de sua responsabilidade, o VENDEDOR e o

COMPRADOR sujeitar-se-ão à aplicação das penalidades cabíveis, conforme a legislação aplicável,

sem prejuízo da aplicação do disposto no CONTRATO.

CLÁUSULA 11 – DA SOLUÇÃO DE CONTROVÉRSIAS

11.1. Uma controvérsia se inicia com a NOTIFICAÇÃO DE CONTROVÉRSIA de uma PARTE a

outra.

11.2. Na eventualidade de ocorrerem controvérsias derivadas do CONTRATO, as PARTES

buscarão solucioná-las amigavelmente no prazo de até 15 dias úteis contados do recebimento da

NOTIFICAÇÃO DE CONTROVÉRSIA.

11.3. Caso as controvérsias decorrentes do CONTRATO não sejam solucionadas na forma da

subcláusula 11.2, as PARTES deverão submetê-las ao processo de solução de conflitos por meio de

arbitragem, incluindo o previsto na CONVENÇÃO DE COMERCIALIZAÇÃO e na

CONVENÇÃO ARBITRAL, nos termos da Lei nº 9.307, de 23 de setembro de 1996 e do art. 4º da

Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, valendo a presente como cláusula compromissória.

CLÁUSULA 12 – CASO FORTUITO OU FORÇA MAIOR

12.1. Na ocorrência de um evento de caso fortuito ou força maior, nos termos do parágrafo único

do art. 393 do Código Civil, que afete ou impeça o cumprimento das obrigações contratuais, o

CONTRATO permanecerá em vigor, mas a PARTE atingida pelo evento não responderá pelas

consequências do não cumprimento de suas obrigações nos termos do CONTRATO, durante o

período de ocorrência do evento e proporcionalmente aos seus efeitos.

12.1.1. No caso de a PARTE atingida ser o VENDEDOR, as implicações de que trata a

subcláusula 12.1 envolvem o não recebimento da RECEITA DE VENDA.

12.2. Nenhum evento de caso fortuito ou força maior eximirá a PARTE afetada de quaisquer de

suas obrigações devidas anteriormente à ocorrência do respectivo evento ou que tenham se

constituído antes dele, embora vençam durante o evento de caso fortuito ou força maior, em

especial as obrigações financeiras, que deverão ser pagas nos prazos contratuais. O não

cumprimento dos prazos implica incidência dos acréscimos moratórios previstos na subcláusula 8.2.

12.3. A PARTE que desejar invocar a ocorrência de caso fortuito ou força maior deverá adotar as

seguintes medidas:

(i) notificar a ANEEL e a outra PARTE da ocorrência de evento que possa vir a ser

caracterizado como de caso fortuito ou força maior, tão logo quanto possível, mas, em

nenhuma circunstância, em prazo superior a cinco dias úteis contados da data em que

tiver tomado conhecimento de sua ocorrência, fornecendo uma descrição da natureza do

evento, uma estimativa de sua duração e do impacto no desempenho de suas obrigações

contratuais;

(ii) informar regularmente a ANEEL e a outra PARTE a respeito de suas ações e de seu

plano de ação para remediar e/ou minimizar tais consequências;

(iii)adotar as providências cabíveis para remediar ou atenuar as consequências de tal evento,

visando retomar suas obrigações contratuais com a maior brevidade possível;

(iv) respaldar todos os fatos e ações com documentação ou registro disponível; e

(v) prontamente comunicar a ANEEL e a outra PARTE do término do evento e de suas

consequências.


12.4. Caso seja reconhecida pela ANEEL a caracterização do evento como de caso fortuito ou

força maior, a CCEE procederá à suspensão do registro do CONTRATO pelo período reconhecido

e notificará a outra PARTE deste CONTRATO sobre essa circunstância.

CLÁUSULA 13 – DISPOSIÇÕES GERAIS

13.1. O CONTRATO é celebrado em caráter irrevogável e irretratável pelo prazo de vigência

definido na Cláusula 3ª, ressalvadas as disposições contidas na Cláusula 9ª.

13.2. O CONTRATO não poderá ser alterado, exceto por meio de aditamento escrito firmado

pelas PARTES, ou outro meio constante em PROCEDIMENTOS DE COMERCIALIZAÇÃO,

observado o disposto na Lei nº 10.848, de 2004, no Decreto nº 5.163, de 2004, e nas demais

disposições legais e regulamentares aplicáveis.

13.3. Ficam autorizadas cessões de direitos e/ou obrigações decorrentes do CONTRATO nos

casos de reestruturação societária (cisão, fusão, incorporação, criação de subsidiária, etc.) do

VENDEDOR e/ou do COMPRADOR, respeitadas as condições pactuadas no CONTRATO,

notadamente o PREÇO DE VENDA e os montantes de ENERGIA CONTRATADA.

13.4. No caso da mudança de titularidade da autorização ou permissão do VENDEDOR,

observado o disposto no item (ii) da subcláusula 13.7, e respeitadas as condições pactuadas no

CONTRATO, fica prévia e expressamente assegurada a sub-rogação dos direitos e obrigações

decorrentes do CONTRATO.

13.5. O VENDEDOR poderá ceder os direitos creditórios decorrentes do CONTRATO em

garantia de contrato de financiamento relacionado à USINA, sem prejuízo do disposto na

subcláusula 7.5.

13.6. Nenhum atraso ou tolerância, por qualquer das PARTES, relativamente ao exercício de

qualquer direito, poder, privilégio ou recurso contido no CONTRATO, será tido como passível de

prejudicar tal direito, poder, privilégio ou recurso, nem será interpretado como renúncia do(s)

mesmo(s) ou novação da(s) obrigação(ões).

13.7. Sem prejuízo das demais obrigações previstas no CONTRATO, as PARTES obrigam-se a:

(i) observar e cumprir rigorosamente toda a legislação aplicável aos seus negócios sociais e

às atividades a serem desenvolvidas nos termos do CONTRATO;

(ii) obter e manter válidas e vigentes, durante o prazo de vigência do CONTRATO, todas as

licenças e autorizações atinentes aos seus negócios sociais e/ou ao cumprimento das

obrigações, inclusive no que diz respeito ao contrato de concessão, autorização ou

permissão, assumidas no CONTRATO, exceto se tal situação for modificada por

AUTORIDADE COMPETENTE e, nesse caso, as PARTES obrigam-se a adotar uma

alternativa contratual que preserve os efeitos econômico-financeiros do CONTRATO

em conformidade com o originalmente pactuado; e

(iii)informar a outra PARTE, no prazo máximo de 48 horas contado da data do

conhecimento do evento, sobre quaisquer eventos, de qualquer natureza, que possam

representar uma ameaça ao cumprimento integral e pontual das obrigações assumidas no

CONTRATO.

13.8. O VENDEDOR obriga-se a não celebrar quaisquer contratos de venda de ENERGIA, nem

aditar os ora existentes, com o intuito de assumir quaisquer compromissos de suprimento ou

fornecimento de ENERGIA em montantes que impeçam ou inviabilizem a disponibilização e venda

da ENERGIA CONTRATADA nos termos do CONTRATO.


13.9. Qualquer aviso ou outra comunicação de uma PARTE a outra a respeito do CONTRATO

será feita por escrito, em língua portuguesa, e poderá ser entregue ou enviada por correio registrado,

fac-símile ou meio eletrônico, em qualquer caso com prova formal do seu recebimento, ao endereço

e em atenção dos representantes, a saber:

Se para o VENDEDOR:

A/C:

Tel.:

Fax.:

E-mail:

Se para o COMPRADOR:

A/C:

Tel.:

Fax:

E-mail:

13.10. Na hipótese de qualquer das disposições previstas no CONTRATO vier a ser declarada

ilegal, inválida ou inexequível, as disposições remanescentes não serão afetadas, permanecendo em

plena vigência e aplicação e, nessa hipótese, as PARTES se obrigam, desde já, a adotar uma

disposição que a substitua e que atenda aos objetivos da disposição considerada ilegal, inválida ou

inexequível, e que mantenha, tanto quanto possível, em todas as circunstâncias, o equilíbrio dos

interesses comerciais das PARTES.

13.11. O CONTRATO e seus eventuais aditamentos ou alterações deverão ser homologados pela

ANEEL e registrados na CCEE, nos prazos estabelecidos em PROCEDIMENTOS DE

COMERCIALIZAÇÃO.

13.12. O CONTRATO é reconhecido pelas PARTES como título executivo, na forma do Art. 585,

inciso II, do Código de Processo Civil Brasileiro, para efeito de cobrança dos valores devidos.

13.13. O CONTRATO será regido e interpretado, em todos os seus aspectos, de acordo com as leis

brasileiras.

13.14. Observado o disposto na Cláusula 11, fica eleito o Foro da Circunscrição Judiciária de

Brasília/DF, com expressa renúncia de qualquer outro, por mais privilegiado que seja, para a

finalidade específica de adoção de eventuais medidas coercitivas ou cautelares entendidas como

necessárias pelas PARTES, bem como para a eventual execução de sentença arbitral ou o ingresso

de pedido de decretação de nulidade de sentença arbitral.

13.15. E, por estarem assim justas e contratadas, as PARTES celebram o presente instrumento.

_____________________ , ______ , de _______________ de __________ .

(Local) (Dia) (Mês) (Ano)

VENDEDOR:


________________________________ ________________________________

Nome: Nome:

Cargo: Cargo:

RG: RG:

CPF/MF: CPF/MF:

COMPRADOR:

________________________________ ________________________________

Nome: Nome:

Cargo: Cargo:

RG: RG:

CPF/MF: CPF/MF:

TESTEMUNHAS:

_________________________________ ___________________________________

Nome: Nome:

RG: RG:

CPF/MF: CPF/MF:


ANEXO I AO CCEAR – PARÂMETROS DA CONTRATAÇÃO

USINA A - REFERÊNCIAS TÉCNICAS E COMERCIAIS

1. Nome da USINA: .........................

2. Localidade: .................................

3. SUBMERCADO: ..............................

4. POTÊNCIA INSTALADA da USINA: .......... MW

a) POTÊNCIA da unidade geradora 01: .......... MW

b) POTÊNCIA da unidade geradora 02: .......... MW

...

c) POTÊNCIA da unidade geradora n: .......... MW

5. GARANTIA FÍSICA: .......... MWmédios (Portaria ....... n° ........ , de ....../....../......)

USINA N - REFERÊNCIAS TÉCNICAS E COMERCIAIS

1. Nome da USINA: .........................

2. Localidade: .................................

3. SUBMERCADO: ..............................

4. POTÊNCIA INSTALADA da USINA: .......... MW

a) POTÊNCIA da unidade geradora 01: .......... MW

b) POTÊNCIA da unidade geradora 02: .......... MW

...

c) POTÊNCIA da unidade geradora n: .......... MW

5. GARANTIA FÍSICA da USINA: .......... MWmédios (Portaria ....... n° ........ , de ....../....../......)


ANEXO II AO CONTRATO DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA NO AMBIENTE

REGULADO

DEFINIÇÕES

AGENTE DA CCEE ou AGENTE: concessionário, permissionário, autorizado de serviços e

instalações de ENERGIA ELÉTRICA e consumidores integrantes da CCEE;

AGENTE DE DISTRIBUIÇÃO: titular de concessão, permissão ou autorização de serviços e

instalações de distribuição para fornecer ENERGIA ELÉTRICA a consumidor final,

exclusivamente de forma regulada;

AGENTE DE LIQUIDAÇÃO: instituição financeira contratada pela CCEE para proceder à

liquidação financeira das operações realizadas no MERCADO DE CURTO PRAZO;

AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO REGULADA - ACR: segmento do mercado no qual se

realizam as operações de compra e venda de ENERGIA ELÉTRICA entre AGENTES

VENDEDORES e AGENTES DE DISTRIBUIÇÃO, precedidas de licitação, ressalvados os casos

previstos em lei, conforme REGRAS e PROCEDIMENTOS DE COMERCIALIZAÇÃO

específicos;

ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica, autarquia sob regime especial instituída pela Lei nº

9.427, de 1996, modificada pela Lei nº 10.848, de 2004, responsável pela regulação, controle e

fiscalização dos serviços e instalações de ENERGIA ELÉTRICA;

ATO AUTORIZATIVO: é o ato de outorga de autorização para geração de ENERGIA

ELÉTRICA emitido pelo Poder Concedente, individualizado para cada USINA.

AUTORIDADE COMPETENTE: qualquer entidade governamental que tenha competência para

interferir no CONTRATO ou nas atividades das PARTES;

CÂMARA DE ARBITRAGEM: entidade eleita pelos AGENTES DA CCEE destinada a

estruturar, organizar e administrar processo de solução de Conflitos, que, no exercício estrito dos

direitos disponíveis, deverá dirimir Conflitos por meio de arbitragem, nos termos da

CONVENÇÃO DE COMERCIALIZAÇÃO e do Estatuto da CCEE;

CÂMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CCEE: pessoa jurídica

de direito privado, sem fins lucrativos, que atua sob autorização do Poder Concedente e regulação e

fiscalização da ANEEL, segundo a CONVENÇÃO DE COMERCIALIZAÇÃO;

CENTRO DE GRAVIDADE: ponto virtual definido nas REGRAS DE COMERCIALIZAÇÃO

relativo ao SUBMERCADO onde está localizada cada USINA, no qual será efetuada a entrega

simbólica da ENERGIA CONTRATADA;

COMPRADOR: AGENTE DE DISTRIBUIÇÃO participante do LEILÃO;

CONTRATO ou CONTRATO DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA NO AMBIENTE

REGULADO – CCEAR: o presente Contrato Bilateral celebrado no âmbito do ACR entre

VENDEDOR e COMPRADOR;

CONTRATO DE CONCESSÃO: instrumento jurídico de Concessão de Uso de Bem Público, que

regula a exploração do potencial de energia hidráulica, celebrado com o Poder Concedente;

CONTRATO DE CONSTITUIÇÃO DE GARANTIA VIA VINCULAÇÃO DE RECEITAS -

CCG: contrato firmado entre as PARTES e instituição financeira (BANCO GESTOR), que


estabelece a forma de cumprimento das obrigações relativas ao pagamento previsto no

CONTRATO, constituindo o Anexo III ao presente;

CONVENÇÃO ARBITRAL: instrumento firmado pelos AGENTES DA CCEE e pela CCEE, por

meio do qual estes se comprometem a submeter os conflitos à CÂMARA DE ARBITRAGEM,

aprovado pela Resolução Homologatória nº 531, de 7 de agosto de 2007;

CONVENÇÃO DE COMERCIALIZAÇÃO: instrumento jurídico instituído pela Resolução

Normativa ANEEL nº 109, de 26 de outubro de 2004, nos termos da Lei nº 10.848, de 15 de março

de 2004, do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, e do Decreto nº 5.177, de 12 de agosto de

2004;

DATA DE INÍCIO DO SUPRIMENTO: data indicada na subcláusula 3.2, que corresponde ao

início da disponibilização da ENERGIA CONTRATADA e POTÊNCIA ASSOCIADA pelo

VENDEDOR;

DIRETRIZES: definidas conforme estabelecido na Portaria MME nº 672, de 19 de dezembro de

2014;

DOCUMENTO DE COBRANÇA: documento fiscal e/ou comercial, previsto na legislação

vigente, emitido pelo VENDEDOR em face do COMPRADOR, para cobrança da ENERGIA

CONTRATADA;

EDITAL: documento aprovado pela ANEEL que disciplina o processo licitatório;

ENERGIA ELÉTRICA ou ENERGIA: quantidade de energia elétrica ativa durante qualquer

período de tempo, expressa em MWh;

ENERGIA CONTRATADA: é o montante de ENERGIA ELÉTRICA, expresso em MWmédios,

relativo à cada USINA e limitado à respectiva GARANTIA FÍSICA, comercializado no LEILÃO e

objeto de CCEAR;

EPE: Empresa de Pesquisa Energética, criada por meio do Decreto nº 5.184, de 16 de agosto de

2004, que tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o

planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados,

carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras;

GARANTIA FÍSICA: é o montante, em MWmédios, correspondente à quantidade máxima de

ENERGIA relativa à USINA que poderá ser utilizada para comprovação de atendimento de carga

ou comercialização por meio de contratos, estabelecido na forma constante da Portaria MME nº

258, de 28 de julho de 2008;

HABILITAÇÃO TÉCNICA: registro, cadastramento e habilitação técnica da USINA junto à EPE,

nos termos das DIRETRIZES;

IPCA: Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo, divulgado pela Fundação Instituto

Brasileiro de Geografia e Estatística;

LEILÃO: processo licitatório para contratação de concessões e autorizações de geração e para

compra e venda de ENERGIA, regido pelo Edital de Leilão nº 03/2015-ANEEL e seus documentos

correlatos;

MERCADO DE CURTO PRAZO - MCP: segmento da CCEE onde são comercializadas as

diferenças entre os montantes de ENERGIA ELÉTRICA contratados e registrados pelos AGENTES

DA CCEE e os montantes de geração ou consumo efetivamente verificados e atribuídos aos

respectivos AGENTES DA CCEE;

MÊS CONTRATUAL: todo e qualquer mês do calendário civil durante o PERÍODO DE

SUPRIMENTO;


MODULAÇÃO: discretização de montantes mensais de ENERGIA por PERÍODO DE

COMERCIALIZAÇÃO;

NOTIFICAÇÃO DE CONTROVÉRSIA: documento formal destinado a comunicar às PARTES

as controvérsias que versem sobre as disposições do CONTRATO e/ou a elas relacionadas;

ONS: Operador Nacional do Sistema Elétrico, responsável pela coordenação e controle da operação

de geração e da transmissão de ENERGIA ELÉTRICA do SIN;

PERÍODO DE COMERCIALIZAÇÃO: é a menor unidade de tempo de comercialização de

ENERGIA ELÉTRICA;

PERÍODO DE SUPRIMENTO: corresponde ao intervalo de tempo entre a DATA DE INÍCIO

DO SUPRIMENTO e a data de término da disponibilização da ENERGIA CONTRATADA e

respectiva POTÊNCIA ASSOCIADA pelo VENDEDOR;

PLD: Preço de Liquidação de Diferenças, com valores máximo e mínimo definidos periodicamente

pela ANEEL, levando em conta os custos variáveis de operação dos empreendimentos termelétricos

disponíveis para o despacho centralizado, na forma do art. 57 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de

2004;

POTÊNCIA: é a quantidade de ENERGIA ELÉTRICA solicitada na unidade de tempo, expressa

em MW;

POTÊNCIA ASSOCIADA: é a quantidade de POTÊNCIA que o VENDEDOR deverá

disponibilizar ao COMPRADOR, definida nos termos da Cláusula 4ª;

POTÊNCIA INSTALADA: somatório das potências elétricas ativas nominais das unidades

geradoras da USINA, comprometidas com este CONTRATO, nos termos do respectivo

CONTRATO DE CONCESSÃO e/ou ATO AUTORIZATIVO, conforme ANEXO I do

CONTRATO, expressa em MW;

PREÇO DE VENDA: preço da ENERGIA CONTRATADA e respectiva POTÊNCIA

ASSOCIADA;

PROCEDIMENTOS DE COMERCIALIZAÇÃO: conjunto de normas aprovadas pela ANEEL

que definem condições, requisitos, eventos e prazos relativos à comercialização de ENERGIA

ELÉTRICA no âmbito da CCEE;

PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO: conjunto de normas aprovadas pela ANEEL que

normatizam e padronizam as atividades técnicas relacionadas ao funcionamento e desempenho dos

sistemas de distribuição de energia elétrica;

PROCEDIMENTOS DE REDE: documentos elaborados pelo ONS com a participação dos

AGENTES e aprovados pela ANEEL, que estabelecem os procedimentos e requisitos técnicos

necessários ao planejamento, implantação, uso e operação do SIN, e definem as responsabilidades

do ONS e dos AGENTES;

RECEITA DE VENDA: receita associada ao CONTRATO, definida nos termos da Cláusula 6ª;

REGRAS DE COMERCIALIZAÇÃO: conjunto de regras operacionais e comerciais e suas

formulações algébricas definidas pela ANEEL, e de cumprimento obrigatório pelos AGENTES DA

CCEE, aplicáveis à comercialização de ENERGIA ELÉTRICA no âmbito da CCEE;

SAZONALIZAÇÃO: discretização mensal de montantes anuais de ENERGIA;

SCL: Sistema de Contabilização e Liquidação da CCEE;


SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN: conjunto de instalações e equipamentos

responsáveis pelo suprimento de ENERGIA ELÉTRICA às regiões do país interligadas

eletricamente;

SIMPLES-EPE: Sistema de Informações de Mercado para o Planejamento do Setor Elétrico, sob a

responsabilidade da EPE;

SUBMERCADO: divisão do SIN para a qual é estabelecida PLD específico e cujas fronteiras são

definidas em razão da presença e duração de restrições relevantes de transmissão aos fluxos de

ENERGIA ELÉTRICA no SIN;

TERMO DE REPACTUAÇÃO DO RISCO HIDROLÓGICO: instrumento contratual em que o

titular da outorga da usina hidrelétrica participante do MRE, por sua livre iniciativa, optou pela

repactuação do risco hidrológico, nos termos da Medida Provisória n° 688, de 2015, e Resolução

Normativa n° xxx, de 2015.

TRIBUTOS: todos os impostos, taxas e contribuições, incidentes sobre o objeto do CONTRATO,

excluído qualquer outro existente ou que venha a ser criado sobre o lucro líquido ou resultado de

qualquer das PARTES. Tal exclusão abrange, não estando limitada a, o imposto sobre a renda da

pessoa jurídica, a contribuição social sobre o lucro e impostos ou contribuições sobre

movimentações financeiras;

USINA: instalação industrial destinada à produção de ENERGIA ELÉTRICA, mediante exploração

de potencial hidráulico;

VENDEDOR: titular de concessão, permissão ou autorização de geração de ENERGIA

ELÉTRICA que tenha ENERGIA negociada no LEILÃO.


ANEXO III AO CCEAR

CONTRATO DE CONSTITUIÇÃO DE GARANTIA DE PAGAMENTO,

VIA VINCULAÇÃO DE RECEITAS

Pelo presente:

1. a [.........], com sede na Rua ................, nº ....., na Cidade de ................, Estado de

......................., inscrita no CNPJ sob o nº ............, empresa concessionária de serviço

público de DISTRIBUIÇÃO de energia elétrica, mediante Contrato de Concessão de

Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica firmado com o Poder Concedente,

doravante denominada COMPRADOR;

2. a [.........] (SPE, no caso de consórcio vencedor da licitação), com sede na Rua

................, nº ....., na Cidade de .................., Estado de ........................................,

inscrita no CNPJ sob o nº .................., empresa concessionária de GERAÇÃO,

denominada simplesmente VENDEDOR; e

3. o Banco [......] , inscrito no CNPJ/MF sob o n.º .......... com sede na Rua ........, nº ....,

na Cidade de ........., Estado de ........................................denominado BANCO

GESTOR;

todos neste ato representados nos termos de seus instrumentos societários, por seus

representantes legais ao final assinados, e em conjunto denominados PARTES;

CONSIDERANDO QUE:

(a) em decorrência do 21° Leilão de Energia Proveniente de Novos Empreendimentos de

Geração (“LEILÃO”), coordenado pela Agência Nacional de Energia Elétrica –

ANEEL, o COMPRADOR e o VENDEDOR assinam CONTRATO DE

COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA NO AMBIENTE REGULADO - CCEAR, o

qual trata do suprimento de energia elétrica visando ao atendimento do mercado

consumidor da área de concessão do COMPRADOR;

(b) além do CCEAR indicado, o COMPRADOR assinou outros CCEARs com demais

vendedores de energia elétrica participantes do LEILÃO;

(c) conforme a regulamentação do setor elétrico, o COMPRADOR tem como uma de

suas prioridades o pagamento do suprimento de energia elétrica, para a devida

prestação do serviço público de distribuição;

(d) o CCEAR, em sua Cláusula 1ª, prevê a assinatura do presente instrumento jurídico-

financeiro com a finalidade de garantir o cumprimento das obrigações do

COMPRADOR, em especial quanto aos pagamentos a serem feitos ao VENDEDOR;

(e) para viabilizar os pagamentos mencionados, o BANCO GESTOR deverá executar as

atividades previstas no instrumento; e

(f) o(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA poderá(ão) ser emitido(s) em nome da(s)

matriz(es) ou filial(is) do VENDEDOR ou do COMPRADOR, conforme previamente

informado e acertado entre as PARTES;


resolvem celebrar o presente Contrato de Constituição de Garantia de Pagamento, Via

Vinculação de Receitas (“CCG”), que passa a fazer parte integrante e inseparável do CCEAR,

regendo-se pelas cláusulas e disposições a seguir estipuladas.

CLÁUSULA PRIMEIRA – DAS DEFINIÇÕES

1.1. Para fins de permitir o entendimento e a precisão da terminologia técnica empregada no

CCG, fica desde já acordado entre as PARTES o conceito dos seguintes vocábulos e

expressões:

I. BANCO GESTOR: instituição Financeira, sem vinculação societária, direta ou indireta,

com COMPRADOR ou VENDEDOR, contratada pelo COMPRADOR com a anuência

do VENDEDOR, para a centralização e administração do fluxo de recursos da CONTA

CENTRALIZADORA, da CONTA VINCULADA e da CONTA RESERVA, na forma

prevista no CCG, para fins de pagamento dos valores indicados nos DOCUMENTOS

DE COBRANÇA;

II. CCEAR: Contrato bilateral celebrado entre o VENDEDOR e o COMPRADOR, no

Ambiente de Contratação Regulada – ACR, sob o nº .........;

III. CONTA CENTRALIZADORA: Conta corrente de titularidade do COMPRADOR,

mantida no BANCO GESTOR, na Agência nº....., sob o nº ....., utilizada para centralizar

parte do produto da cobrança da tarifa de fornecimento de serviços públicos de

distribuição de energia elétrica, cujo fluxo mensal de recursos deve equivaler a, no

mínimo, 1,2 vezes o somatório do(s) valor(es) do(s) DOCUMENTO(S) DE

COBRANÇA com vencimento no mês em referência, movimentável unicamente pelo

BANCO GESTOR;

IV. CONTA MOVIMENTO: Conta corrente de titularidade do COMPRADOR, mantida no

BANCO GESTOR, na Agência nº....., sob o nº ....., de livre movimentação do

COMPRADOR, ou qualquer outra conta corrente que o COMPRADOR venha a indicar

por simples comunicação ao BANCO GESTOR;

V. CONTA RESERVA: Conta corrente de titularidade do COMPRADOR, mantida no

BANCO GESTOR, cuja abertura e manutenção serão exigidas no caso de inadimplência

no pagamento dos valores indicados nos DOCUMENTOS DE COBRANÇA;

VI. CONTA DO VENDEDOR: Conta bancária de titularidade do (da filial do)

VENDEDOR utilizada para recebimento dos recursos oriundos dos pagamentos

indicados nos DOCUMENTOS DE COBRANÇA, nos termos da subcláusula 3.4.1;

VII. CONTA VINCULADA: Conta corrente de titularidade do COMPRADOR, mantida no

BANCO GESTOR, na Agência nº....., sob o nº ....., a qual receberá transferência de

parcela dos recursos da CONTA CENTRALIZADORA para pagamento dos valores

indicados nos DOCUMENTOS DE COBRANÇA, movimentável unicamente pelo

BANCO GESTOR em cumprimento às determinações do VENDEDOR e na forma do

CCG;


VIII. DOCUMENTO DE COBRANÇA: Documento fiscal e/ou comercial, previsto na

legislação vigente, emitido pelo VENDEDOR em face do COMPRADOR, nos termos

do CCEAR; e

IX. MERCADO DE CURTO PRAZO: segmento da Câmara de Comercialização de Energia

Elétrica – CCEE onde são comercializadas as diferenças entre os montantes de energia

elétrica contratados e registrados pelos agentes da CCEE e os montantes de geração ou

consumo efetivamente verificados e atribuídos aos respectivos agentes da CCEE.

1.2. Quaisquer termos utilizados neste Instrumento, mas não definidos no presente, terão os

significados estabelecidos no CCEAR.

CLÁUSULA SEGUNDA – DO OBJETO

2.1. O CCG tem por objeto estabelecer os termos e as condições de cumprimento da

obrigação de pagamento do COMPRADOR para com o VENDEDOR, conforme

definido no CCEAR, mediante:

I. a vinculação de parte da receita do COMPRADOR em favor do VENDEDOR; e

II. a regulamentação de todos os termos e condições segundo os quais o BANCO

GESTOR irá atuar como banco mandatário, depositário e responsável pela

centralização e administração de fluxos de recursos da CONTA

CENTRALIZADORA, da CONTA VINCULADA e da CONTA RESERVA, para

fins de pagamento do(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA.

2.2. A constituição da CONTA CENTRALIZADORA e da CONTA VINCULADA, com os

direitos e as obrigações dela decorrentes, incluindo o mecanismo de vinculação de

receita, para efeito do CCG, somente deverá ser exigida 60 dias antes da data de início

do suprimento previsto no CCEAR.

CLÁUSULA TERCEIRA – DA VINCULAÇÃO DE RECEITA E PAGAMENTO

3.1. Para assegurar o cumprimento das obrigações de pagamento assumidas pelo

COMPRADOR no CCEAR, e observadas as condições previstas nas Cláusulas Quarta e

Quinta, o COMPRADOR vincula ao VENDEDOR, em caráter irrevogável e

irretratável, até a final liquidação de todas as obrigações, parcela dos recursos

resultantes do recebimento das tarifas de fornecimento de serviços públicos de

distribuição de energia elétrica depositados na CONTA CENTRALIZADORA.

3.2. A receita a ser vinculada para pagamento mensal do(s) DOCUMENTO(S) DE

COBRANÇA será:

I. exclusivamente a correspondente a 1,20 vezes os valores indicados no(s)

DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA, considerando suas respectivas datas de

vencimento, e deduzidos de eventuais valores relativos a montantes controversos,

nos termos do CCEAR;


II. retirada da CONTA CENTRALIZADORA e depositada na CONTA VINCULADA

pelo BANCO GESTOR, conforme as condições e os períodos definidos entre

COMPRADOR e BANCO GESTOR.

3.3. Aplica-se aos montantes contestados, o tratamento previsto na subcláusula 7.10 do

CCEAR.

3.4. O pagamento integral do(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA será caracterizado

pela transferência da receita prevista na subcláusula 3.2 para a CONTA DO

VENDEDOR, complementada, se for o caso, com receita proveniente da CONTA

RESERVA.

3.4.1. A CONTA DO VENDEDOR utilizada para recebimento dos recursos oriundos

dos pagamentos indicados nos DOCUMENTOS DE COBRANÇA será:

(I) a conta corrente mantida no Banco ........., Agência nº....., sob o nº ....., caso

o VENDEDOR estiver adimplente no âmbito da liquidação financeira do

MERCADO DE CURTO PRAZO; ou

(II) a conta corrente mantida junto à instituição financeira contratada pela

CCEE para proceder à liquidação financeira das operações realizadas no

MERCADO DE CURTO PRAZO, caso o VENDEDOR estiver

inadimplente no âmbito da liquidação financeira do MERCADO DE

CURTO PRAZO.

3.5. Para garantia do cumprimento das obrigações aqui previstas, e como indicativo de

liquidez e capacidade de pagamento, o COMPRADOR se obriga a manter, na CONTA

CENTRALIZADORA, um fluxo de recursos mensal no valor equivalente a 1,2 vezes o

somatório do(s) valor(es) do(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA com vencimento

no mês em referência, tudo conforme disposto no CCG.

3.6. Caso não se verifique em determinado mês, condicionada esta ocorrência a uma única

vez ao ano, o fluxo de recursos de que trata a subcláusula 3.5, haverá um período de

carência de um mês para que o COMPRADOR destine parcela suficiente de seus

recursos para cumprimento desta obrigação do CCG.

CLÁUSULA QUARTA - ADMINISTRAÇÃO E MOVIMENTAÇÃO DAS CONTAS

4.1. As contas CENTRALIZADORA, VINCULADA e RESERVA serão movimentadas

unicamente pelo BANCO GESTOR, nos termos e parâmetros do CCG, sendo que a

CONTA VINCULADA e a CONTA RESERVA serão utilizadas unicamente para

pagamento ao VENDEDOR.

4.2. Na movimentação da CONTA CENTRALIZADORA, deverá ser observada a seguinte

prioridade:

I. transferência para a CONTA VINCULADA, limitada a 1,20 vezes os valores

indicados no(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA, conforme as respectivas datas

de vencimento; e


II. transferências para a CONTA RESERVA, nos termos da Cláusula Quinta.

4.3. Após a constatação, pelo BANCO GESTOR, de que o saldo da CONTA VINCULADA

assegura o pagamento da parcela vincenda do(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA

respeitados os procedimentos definidos no item II da subcláusula 3.2, o saldo

remanescente da CONTA CENTRALIZADORA será transferido para a CONTA

MOVIMENTO, cujos recursos serão livres de quaisquer ônus e poderão ser cedidos ou

vinculados a terceiros em garantia e/ou em outras operações do COMPRADOR.

4.4. Caso na(s) data(s) de vencimento do(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA não existir

saldo suficiente na CONTA VINCULADA para seu pagamento integral, o BANCO

GESTOR deverá:

I. realizar a transferência do montante disponível na CONTA VINCULADA para a

CONTA DO VENDEDOR; e

II. bloquear a CONTA CENTRALIZADORA e manter o fluxo de recursos entre a

CONTA CENTRALIZADORA e a CONTA VINCULADA, até a quitação total da

dívida, incluindo os encargos moratórios conforme definido na Cláusula 8ª do

CCEAR.

4.5. Caso o COMPRADOR tenha constituído CONTA RESERVA, e se na(s) data(s) de

vencimento do(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA não existir saldo suficiente na

CONTA VINCULADA para seu pagamento integral, o BANCO GESTOR deverá:

I. realizar a transferência do montante disponível na CONTA VINCULADA para a

CONTA DO VENDEDOR;

II. realizar a transferência do montante necessário da CONTA RESERVA para a

CONTA DO VENDEDOR; e

III. se não existir saldo suficiente na CONTA RESERVA, o BANCO GESTOR

deverá bloquear a CONTA CENTRALIZADORA e manter o fluxo de recursos

entre a CONTA CENTRALIZADORA e a CONTA VINCULADA, até a quitação

total da dívida e a recomposição do saldo da CONTA RESERVA.

4.6. Após o pagamento do(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA, os eventuais recursos

remanescentes na CONTA VINCULADA deverão ser automaticamente transferidos

para a CONTA MOVIMENTO.

4.7. O COMPRADOR e o VENDEDOR aceitam e concordam que:

I. os recursos depositados na CONTA CENTRALIZADORA, na CONTA

VINCULADA e na CONTA RESERVA somente poderão ser movimentados para

operações de crédito e débito mediante Ordens de Transferências, DOCs ou TEDs

pelo BANCO GESTOR;

II. em decorrência do disposto no CCG, não serão emitidos talonários de cheques ou

cartões de débito; e


III. não lhe serão disponibilizados quaisquer outros meios de movimentação da

CONTA CENTRALIZADORA, da CONTA VINCULADA, ou da CONTA

RESERVA.

CLÁUSULA QUINTA – DA CONTA RESERVA

5.1 O COMPRADOR será obrigado a constituir os valores da CONTA RESERVA no

BANCO GESTOR caso seja configurada inadimplência no pagamento do(s)

DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA, caracterizada esta por:

I. uma ausência de pagamento em um dos DOCUMENTOS DE COBRANÇA, para

quaisquer vencimentos, durante um período de doze meses; ou

II. duas ocorrências do período de carência referido na subcláusula 3.6.

5.2 Na CONTA RESERVA, movimentável exclusivamente pelo BANCO GESTOR, na

forma do CCG, deverão ser mantidos recursos equivalentes a 30% (trinta por cento) do

somatório do(s) valor(es) do(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA com vencimento

no mês em referência, visando a assegurar seu integral pagamento.

5.3 O valor depositado na CONTA RESERVA permanecerá bloqueado pelo BANCO

GESTOR durante o prazo mínimo de 12 (doze) meses, após o que será liberado ao

COMPRADOR caso não haja, nesse período, caracterização de inadimplência de

qualquer DOCUMENTO DE COBRANÇA, em qualquer vencimento.

5.4 O valor da CONTA RESERVA deverá ser constituído e recomposto por meio de

bloqueio dos valores depositados na CONTA CENTRALIZADORA e transferidos para

a CONTA RESERVA.

5.5 O COMPRADOR poderá aplicar, por sua conta e risco, os recursos depositados na

CONTA RESERVA em títulos e valores mobiliários emitidos ou, direta ou

integralmente, garantidos ou segurados pelo governo do Brasil ou qualquer agência ou

órgão deste, ou, ainda, pelo Banco Central do Brasil, ou fundos de investimentos

lastreados nesses títulos e valores mobiliários. As aplicações deverão obedecer a

proporção de 100% (cem por cento) em títulos e valores mobiliários em moeda nacional

ou em CDB de Bancos de primeira linha, bem como permanecerão bloqueadas

conforme acima mencionado.

5.6 As aplicações financeiras e os títulos eventualmente adquiridos pelo COMPRADOR, na

forma do parágrafo anterior, ficam a partir da data de suas aquisições/aplicações

caucionadas exclusivamente aos fins previstos nesta Cláusula Quinta.

5.7 O COMPRADOR deverá recompor a CONTA RESERVA na hipótese de se verificarem

quaisquer perdas ou diminuição dos recursos nela depositados em virtude das aplicações

realizadas pelo COMPRADOR nos termos da subcláusula 5.5.

CLÁUSULA SEXTA - OBRIGAÇÕES DO VENDEDOR E DO COMPRADOR

6.1. São obrigações do VENDEDOR:


I. enviar mensalmente ao COMPRADOR o(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA

original(is), com cópia ao BANCO GESTOR, com a indicação das datas de

vencimento e respectivos valores, observado o prazo de, no mínimo, cinco dias úteis

anteriormente à data do vencimento;

II. indicar ao BANCO GESTOR os dados bancários para recebimento dos recursos

financeiros tratados neste instrumento, mantendo-os devidamente atualizados,

observado o disposto na subcláusula 3.4.1; e

III. responder civil e penalmente por qualquer prejuízo que venha a causar ao

COMPRADOR, em decorrência de emissão de DOCUMENTO(S) DE

COBRANÇA em desacordo com o CCEAR, em relação aos prazos e valores

devidos.

6.1.1. Configurar-se-á descumprimento de obrigação contratual caso o VENDEDOR

não indique, ao BANCO GESTOR, os dados bancários referentes à conta

corrente de que trata o item II da subcláusula 3.4.1, na situação em que o

VENDEDOR encontrar-se inadimplente no âmbito da liquidação financeira do

MERCADO DE CURTO PRAZO no momento do envio do DOCUMENTO DE

COBRANÇA ao COMPRADOR.

6.1.2. O descumprimento de obrigação contratual de que trata a subcláusula 6.1.1

poderá motivar a resolução do CCEAR, nos termos de sua subcláusula 9.2.

6.2. São obrigações do COMPRADOR:

I. autorizar o BANCO GESTOR a reter e transferir à conta e ordem do VENDEDOR,

para a CONTA DO VENDEDOR, os recursos financeiros necessários ao pagamento

do(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA, nos montantes e prazos estipulados no

CCEAR;

II. informar imediatamente ao VENDEDOR qualquer alteração ocorrida em seu padrão

de arrecadação em relação ao fluxo de recursos da CONTA CENTRALIZADORA;

III. nomear novo BANCO GESTOR, no prazo de trinta dias após o recebimento de

notificação de desistência de atuação do atual BANCO GESTOR, ou por solicitação

do VENDEDOR, em caso de descumprimento por parte do BANCO GESTOR, das

suas obrigações estipuladas no CCG;

IV. adotar todas as providências cabíveis para a manutenção do BANCO GESTOR até a

assunção de novo BANCO GESTOR, para que não haja a interrupção das atividades

previstas no CCG; e

V. não alienar, ceder, transferir, dispor, empenhar ou por qualquer forma, gravar os

recursos relativos à CONTA VINCULADA;

VI. informar ao BANCO GESTOR, em um prazo de 24 horas após o recebimento do(s)

DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA, a existência de montantes em relação aos

quais o COMPRADOR tenha questionado a respectiva certeza e liquidez, e a

situação de adimplemento do VENDEDOR no âmbito da liquidação financeira do

MERCADO DE CURTO PRAZO para fins de definição da CONTA DO

VENDEDOR.


6.3. Em qualquer caso de substituição do BANCO GESTOR, o COMPRADOR deverá

comunicar o VENDEDOR com 15 (quinze) dias úteis de antecedência.

6.4. Desde que não haja conflitos com o disposto no CCEAR e no CCG, nem possibilidade

de prejuízo ao devido pagamento dos valores constantes do(s) DOCUMENTO(S) DE

COBRANÇA, e conforme os prazos e condições cabíveis, o COMPRADOR e o

VENDEDOR poderão acordar com o BANCO GESTOR eventuais ajustes operacionais

à sistemática prevista no presente instrumento.

CLÁUSULA SÉTIMA - OBRIGAÇÕES DO BANCO GESTOR

7.1. São obrigações do BANCO GESTOR:

I. executar todos os atos e procedimentos previstos contratualmente para assegurar a

vinculação da receita do COMPRADOR e sua transferência ao VENDEDOR,

respondendo civil e penalmente por qualquer dano ou prejuízo que venha a causar

ao COMPRADOR e/ou ao VENDEDOR em decorrência do descumprimento de

suas obrigações;

II. não acatar ordem, seja do VENDEDOR ou do COMPRADOR, no que se refere à

vinculação e transferência de receita, em desacordo com o CCG;

III. informar imediatamente ao VENDEDOR, o descumprimento, por parte do

COMPRADOR, de qualquer obrigação referente à vinculação de recursos prevista

no CCG;

IV. utilizar os valores depositados na CONTA CENTRALIZADORA conforme previsto

no CCG;

V. monitorar o saldo da CONTA CENTRALIZADORA, visando ao cumprimento das

condições previstas no CCG e, caso necessário, comunicar as demais PARTES para

a adoção das medidas cabíveis;

VI. efetuar a transferência dos recursos depositados na CONTA CENTRALIZADORA

para a CONTA VINCULADA, sem custos para o COMPRADOR, até o montante

relativo à parcela vincenda do(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA, respeitados

os procedimentos definidos no item II da subcláusula 3.2 do CCG;

VII. transferir os recursos retidos, na forma da Cláusula Quarta, sem custos para o

COMPRADOR, para a CONTA DO VENDEDOR, limitado aos valores das

respectivas parcelas do(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA, respeitados os

procedimentos definidos no item II da subcláusula 3.2, e observadas as respectivas

datas de vencimento;

VIII. transferir o valor constante da CONTA CENTRALIZADORA para a CONTA

MOVIMENTO, sem custos para o COMPRADOR, somente após o saldo da

CONTA VINCULADA assegurar o pagamento total mensal das obrigações do

COMPRADOR, constantes do(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA, conforme a

Cláusula Quarta;


IX. não reconhecer todo DOCUMENTO DE COBRANÇA emitido pelo VENDEDOR

cujos dados bancários estejam em desacordo com o disposto na subcláusula 3.4.1; e

X. verificar, junto à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, a

situação de adimplemento do VENDEDOR no âmbito da liquidação financeira do

MERCADO DE CURTO PRAZO, para fins de transferência dos recursos para a

CONTA DO VENDEDOR.

7.2. Em relação ao previsto no item VII da subcláusula 7.1, caso na(s) data(s) de vencimento

do(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA não existir saldo suficiente na CONTA

VINCULADA, o BANCO GESTOR deverá observar o disposto nas subcláusulas 4.4 e

4.5.

7.3. Na hipótese de o BANCO GESTOR ser o mesmo para diversos CCEARs do LEILÃO

firmados pelo COMPRADOR, o BANCO GESTOR deverá utilizar os valores

depositados na CONTA CENTRALIZADORA e na CONTA RESERVA somente para

pagamento das obrigações pecuniárias previstas nos CCEARs do LEILÃO,

proporcionalmente aos valores devidos pelo COMPRADOR aos seus respectivos

VENDEDORES e indicados em cada CCEAR, devendo adotar todas as demais medidas

previstas no CCG em relação a cada DOCUMENTO DE COBRANÇA.

7.4. O VENDEDOR aceita e reconhece que o BANCO GESTOR não será responsável pela

insuficiência de fundos na CONTA CENTRALIZADORA, que o impossibilite de

cumprir integralmente o previsto neste instrumento, salvo quando a insuficiência

decorrer de ação ou omissão culposa atribuível ao BANCO GESTOR.

7.5. O BANCO GESTOR, sempre que solicitado, deverá fornecer ao VENDEDOR,

informações que atestem a manutenção de fluxo de recursos de que trata a subcláusula

3.5.

7.6. O BANCO GESTOR se obriga a notificar o COMPRADOR e o VENDEDOR, com 120

(cento e vinte) dias de antecedência, sua intenção de não mais atuar como BANCO

GESTOR, permanecendo, entretanto, no exercício de suas funções até que o novo

BANCO GESTOR tenha celebrado um contrato de adesão ao CCG, por meio do qual se

sub-rogará nos direitos e obrigações do BANCO GESTOR substituído.

CLÁUSULA OITAVA – AUTORIZAÇÕES E PROCURAÇÃO AO BANCO GESTOR

8.1. Para os fins previstos no CCG, neste ato o COMPRADOR autoriza o BANCO

GESTOR, em caráter irrevogável e irretratável, a:

I. reter da CONTA CENTRALIZADORA e transferir para a CONTA VINCULADA,

consoante mecanismo descrito na Cláusula 4ª, os recursos necessários ao pagamento

da parcela vincenda do(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA, transferindo para a

CONTA DO VENDEDOR somente os montantes não controversos, respeitados os

procedimentos definidos no item II da subcláusula 3.2, nos montantes e prazos

estabelecidos no CCEAR;


II. bloquear a CONTA CENTRALIZADORA e manter o fluxo de recursos entre a

CONTA CENTRALIZADORA e a CONTA VINCULADA, até a quitação da

dívida resultante do(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA, caso na(s) data(s) de

vencimento do(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA não exista saldo suficiente

na CONTA VINCULADA;

III. reter e transferir, da CONTA CENTRALIZADORA para a CONTA RESERVA,

não movimentável pelo COMPRADOR, o valor equivalente a 30% (trinta por cento)

do somatório do(s) valor(es) do(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA com

vencimento no mês em referência, nos termos da Cláusula Quinta;

IV. transferir da CONTA RESERVA para a CONTA DO VENDEDOR parte ou o total

dos recursos depositados na CONTA RESERVA, em caso de insuficiência de saldo

na CONTA VINCULADA, e visando ao pagamento integral do(s)

DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA; e

V. informar e fornecer ao VENDEDOR a existência de saldo suficiente na CONTA

CENTRALIZADORA e na CONTA VINCULADA, mediante solicitação escrita.

8.2. Para cumprimento do previsto no CCG, o COMPRADOR neste ato nomeia e constitui o

BANCO GESTOR como seu procurador, de maneira irrevogável e irretratável, na forma

do artigo 684 do Código Civil Brasileiro, até a final liquidação de todas as obrigações

assumidas no CCEAR, com poderes específicos para a prática dos atos necessários a

esse fim e previstos no CCG, especialmente aquelas previstas nas Cláusulas Terceira,

Quarta e Quinta.

8.3. A revogação da outorga de poderes prevista na subcláusula 8.2 somente ocorrerá nos

casos de substituição do BANCO GESTOR, a pedido deste ou por iniciativa do

COMPRADOR, sempre com comunicação prévia ao VENDEDOR, observadas as

disposições das Cláusulas Sexta e Sétima.

CLÁUSULA NONA – DOS CUSTOS E ENCARGOS

9.1. Serão de exclusiva responsabilidade do COMPRADOR todas as despesas bancárias

contraídas ou incorridas para a manutenção das CONTAS CENTRALIZADORA,

VINCULADA, RESERVA e MOVIMENTO, em razão do CCG, bem como as demais

obrigações fiscais e tributárias aplicáveis.

9.2. Serão de exclusiva responsabilidade do VENDEDOR todas as despesas bancárias

contraídas ou incorridas para a manutenção da CONTA DO VENDEDOR, em razão do

CCG, bem como as demais obrigações fiscais e tributárias aplicáveis.

CLÁUSULA DÉCIMA – DO PRAZO E EFICÁCIA

10.1. O CCG entra em vigor na data de sua assinatura, assim permanecendo até o

cumprimento de todas as obrigações do CCEAR, observado seu prazo de vigência,

sendo regido e interpretado, em todos os seus aspectos, pelas leis brasileiras.


10.2. A eficácia do CCG está vinculada ao início do PERÍODO DE SUPRIMENTO previsto no

CCEAR, somente após o que gerará quaisquer efeitos.

CLÁUSULA DÉCIMA PRIMEIRA– DA CONFIDENCIALIDADE

11.1. As PARTES e o BANCO GESTOR concordam que todas as informações e dados

disponibilizados por um ao(s) outro(s) serão considerados confidenciais, e não

divulgarão tais informações para terceiros, exceto se expressamente autorizado, a priori

e por escrito, pelo(s) interessado(s) signatários do CCG.

11.2. Somente será permitida a divulgação de informações sem autorização prévia no caso de

determinação judicial ou de autoridade administrativa, ficando as PARTES e o BANCO

GESTOR obrigados a informar sobre referida divulgação ao(s) interessado(s)

signatários do CCG.

CLÁUSULA DÉCIMA SEGUNDA – DISPOSIÇÕES GERAIS

12.1. Sem prejuízo das declarações prestadas no CCEAR, as PARTES declaram e garantem

que:

I. estão autorizadas, nos termos da lei e de seu Estatuto Social, a assumir as obrigações

e a cumprir as disposições do CCG; e

II. a celebração e o cumprimento das obrigações decorrentes do CCG não violam

nenhuma disposição de seu Estatuto Social ou das leis e dos regulamentos a que se

submete.

12.2. O CCG somente poderá ser alterado ou retificado mediante assinatura de correspondente

Termo Aditivo pelas PARTES, ou conforme determinado em Procedimento de

Comercialização específico.

12.3. No caso de substituição de BANCO GESTOR, o novo BANCO GESTOR deverá aderir

de forma integral aos termos, condições e disposições do CCG e de seus eventuais

aditivos ou instrumentos modificadores ou substitutos, obrigando-se ao cumprimento de

todas as obrigações previstas para os fins aqui dispostos.

12.4. A ausência, pelas PARTES, de reclamação relativa à falta de cumprimento de quaisquer

obrigações previstas no CCG: (i) não operará ou será interpretada como renúncia a

qualquer outro direito ou faculdade, seja ela similar ou de natureza diversa, nem (ii) terá

efeito, a menos que, efetuada por escrito e devidamente assinada por um representante

da respectiva PARTE, assim como, a tolerância ou concessão de prazo ou quaisquer

outras condições que uma PARTE fizer à outra não operará como renúncia ao

cumprimento da respectiva obrigação, novação ou alteração dos termos e condições aqui

acordados.


12.5. O presente Instrumento obriga os contratantes, em caráter irrevogável e irretratável, em

todos os seus termos, cláusulas e condições, por si e seus sucessores, a qualquer título,

bem como os cessionários autorizados.

12.6. As PARTES reconhecem neste ato que as obrigações decorrentes do presente

Instrumento comportam execução específica, nos termos do artigo 461 do Código de

Processo Civil.

12.7. Quaisquer dúvidas ou pendências relacionadas a este Instrumento serão dirimidas

conforme disposto na Cláusula 11 do CCEAR – Da Solução de Controvérsias. Caso

sejam necessárias providências judiciais na forma prevista na Lei nº 9.307/96, as

PARTES elegem o Foro da Circunscrição Judiciária de Brasília/DF, renunciando a

qualquer outro, por mais privilegiado que seja.

12.8. Qualquer aviso ou outra comunicação de uma PARTE a outra e ao BANCO GESTOR a

respeito deste CCG será feita pelos representantes, a saber:

Se para o VENDEDOR:

A/C:

Tel.:

Fax.:

E-mail:

Se para o COMPRADOR :

A/C:

Tel.:

Fax.:

E-mail:

Se para o BANCO GESTOR :

A/C:

Tel.:

Fax.:

E-mail:


E por estarem assim justas e contratadas, as PARTES firmam o CCG, em “n” (nº suficiente)

vias de igual teor e forma.

(Local), de de ..... .

Pelo COMPRADOR:

Nome: Nome:

Cargo:

CPF/MF:

RG:

Cargo:

CPF/MF:

RG:

Pelo VENDEDOR:

Nome: Nome:

Cargo:

CPF/MF:

RG:

Cargo:

CPF/MF:

RG:

Pelo BANCO GESTOR:

Nome: Nome:

Cargo:

CPF/MF:

RG:

Cargo:

CPF/MF:

RG:

TESTEMUNHAS

Nome:

CPF/MF:

Nome:

CPF/MF:


ANEXO II – NOTA TÉCNICA nº 238/2015, de 29/10/2015.

RELATÓRIO DE ANÁLISE DE CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À AUDIÊNCIA PÚBLICA AP 032/2015


ANEXO II DA NOTA TÉCNICA Nº 238/2015-SEM-SRG/ANEEL, de 29/10/2015 RELATÓRIO DE ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES REFERENTES À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 32/2015 – 2ª FASE

CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS

AUTOR TEXTO ACOLHIMENTO JUSTIFICATIVA

ABCE / APINE / AES Tietê / SAESA / Casa da Pedra / COOPERLUZ /

ABRAGE / CEEE / Piedade / Votorantim Energia / Hidrelétrica Rossi Ltda. / ESBR / CDSA / PCH Braço /

Eletrobras / Duke Energy / Light / Tractebel / CESP

/ ABRAGEL / Cia Geração de Energia Pilão

As contribuições apresentam leves variações, mas, em resumo tem o seguinte conteúdo textual, sem apresentação de dados para comprovar a tese. Diversos agentes contribuíram no sentido de reiterar sua posição na 1° fase da AP 32/2015, de que a situação do GSF deriva de fatos do príncipe e não está relacionada exclusivamente ao risco hidrológico. Alegam, como exemplo, de que fatores como a geração fora da ordem de mérito, energia de reserva e não decretação de racionamento foram determinantes nos atuais níveis do GSF.

Não aceita

Os pedidos administrativos interpostos pela Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica – APINE e pela Associação de Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica – ABRAGE, que tinham como mote a alegação de que os níveis de GSF atuais estavam relacionados a fatores não hidrológicos, foram negados, no mérito, em análise da Diretoria Colegiada da ANEEL (Despacho n° 2.721/2015).

Não houve recurso contra o despacho.

O assunto é abordado novamente na subseção III.8 da NT 238/2015

ABCE / ABIAPE

Instrumento para abrir mão da proteção judicial

Parcialmente aceita

Ver Anexo I da NT 238/2015. Está especificado no termo de repactuação que acompanha a minuta de REN

ABCE

Potencial inconstitucionalidade da renúncia da discussão judicial. Não considerada

Essa renúncia está expressamente prevista na MP 688/2015 e, portanto, a tramitação dessa MP é o foro adequado para discutir essa inconstitucionalidade.

ABCE / ABRAGEL / AES Tietê / SAESA / COPEL /

ESBR / CDSA / Duke / EDP

Abrangência do termo “Grupo Econômico”

Parcialmente aceita

Assunto tratado na proposta final, delimitando o conceito. Ver seção III.7 da NT 238/2015.

ABCE Do resultado do deslocamento não deverá ser subtraído o valor recebido pelo agente com a liquidação da energia Não Aceita Trata-se de comando da MP 688, contemplado na





secundária.

proposta final. Ver Anexo I da NT 238/2015.

ABIAPE / Votorantim Energia

Regulamentação do “constrained off” para hidrelétricas.

Não Considerada

Tal matéria está sendo discutida no âmbito do processo 48500.003224/2015-53, sob o amparo de decisão judicial.

ABRAGEL / APINE / ABRAGE / Excelência Energética / CEEE / ESBR / EDP / Cia

Geração de Energia Pilão

Prêmio de Risco no ACR Prêmio de Risco = R$ 7,25 / MWh.(APINE) Não há que se falar em prêmio de risco (SAESA) Prêmio de Risco = R$ 1,60 / MWh.(ABRAGE) Prêmio de Risco = R$ 4,73 / MWh (Excelência) Prêmio realista com os prazos contratuais de cada gerador (ESBR) Exclusão dos anos de hidrologia acentuadamente crítica, vinculação com o PLDmáx, em substituição ao IPCA e adoção de preço por patamares (EDP)

Parcialmente aceita

Ver subseção III.4 da Nota Técnica.

ABIAPE Montante da cessão da energia de reserva. Aceita


ABIAPE

Segregação da energia de reserva por fonte e localidade

Não Aceita

A Energia de Reserva já dispõe de um conjunto de projetos localizados em diversos subsistemas e diversas fontes (principalmente eólica e biomassa), capaz de formar um portfólio adequado.

ABIAPE / ABRAGEL / APINE /

AES Tietê / COPEL /

Prazo de adesão no ACL para a reserva existente

Prazo mínimo de adesão no ACL de 2 anos (ABIAPE) Prazo mínimo de 12 meses no ACL (ABRAGEL)

Não Aceita






Votorantim Energia / CESP

Prazo mínimo de 2 anos no ACL (APINE) Prazo mínimo de 2 anos no ACL com início em jan/2015 (AES Tietê). Pelos anos de 2015 e 2016 (COPEL) Prazo mínimo de 1 ano (Votorantim Energia) Prazo de 2 anos (Duke)

ABIAPE

Energia de reserva com característica de autoprodução

Não aceita

A Energia de Reserva já tem sua característica vinculada a Produção Independente de Energia Elétrica – PIE, não sendo possível vincular com a característica de autoprodução.

ABIAPE

Energia de reserva fora de operação comercial

Não aceita A energia de reserva fora de operação comercial não impacta a conta da energia de reserva no período em que não se encontra liberada para operação comercial.

ABIAPE Ressarcimento do prêmio de risco Não considerada

A ABIAPE não forneceu elementos claros para elucidar sua pretensão nessa contribuição.

ABIAPE Securitização do ressarcimento Aceita Ver subseção III.7 da Nota Técnica.

ABIAPE / APINE / ABRAGE / Excelência Energética / CEEE / COPEL / EDP / Cia


Taxa de desconto Compatível com o risco da proposta (ABIAPE) 9,63% ao ano (APINE / EDP) 8,74% ao ano (ABRAGE) 10% ao ano (Excelência / Cia Geração de Energia Pilão) 10,86% ao ano (COPEL)

Parcialmente aceita

Ver subseções III.4 e III.7 da Nota Técnica.

ABIAPE / APINE / ABRAGE / CEEE /

Custos para o cálculo da extensão da outorga Parcialmente Aceita Ver subseção III.7 da Nota Técnica.





Tractebel / CESP Custos, impostos, taxas, tributos e impostos utilizados no cálculo da extensão da outorga.

ABIAPE Prazo para decisão de opção de venda Aceita Ver subseção III.7 da Nota Técnica.

ABIAPE Equilíbrio econômico Aceita

Ver Anexo I, com a proposta da minuta de REN.

ABIAPE / Cia Geração de Energia Pilão

Revisão da garantia física Não aceita Ver subseções III.2 e III.7 e Anexo I.

ABIAPE

Contratação de Reserva de Capacidade Específica

Já considerada

A reserva de capacidade específica ocorrerá por meio de leilões, autorizados pelo Poder Concedente, e o seu edital e minutas de contrato deverão passar por processo de AP específico.

ABIAPE Usinas com energia alocada tanto no ACR quanto no ACL Parcialmente aceita Ver subseções III.6 e III.7 e Anexo I.

ABIAPE Obrigação de desistência da ação judicial Não considerada

A questão da obrigação de desistência da ação judicial está prevista na MP 688/2015.

ABIAPE / CEEE / Tractebel

Tratamento das ações residuais

Não aceita

A ANEEL não tem como regular as decisões judiciais que podem trazer qualquer tipo de tratamento para as questões por ela abrangidas.

Deste modo, não há como regular como se dará o tratamento de decisões, por vezes ainda não conhecidas.

ABIAPE / Brasil PCH Isonomia entre os agentes Já considerada

A ANEEL sempre busca dar isonomia nas suas decisões, sempre considerando as diferenças





existentes.

No caso, registra-se que a solução prevista na MP 688 já trouxe soluções diferenciadas para o ACL e ACR, provavelmente considerando as diferenças já existentes ente esses ambientes de comercialização.

ABIAPE

Solução estrutural para o MRE.

Não aceita

A MP 688 já traz uma solução estrutural para o risco hidrológico dos geradores.

Ao repactuar o risco hidrológico, o gerador fica se protege (ACL) ou fica imune (ACR) contra quaisquer efeitos do MRE.

Atiaia Energia / Duke Edição de Resolução Normativa regulamentando aspectos da MP 688/2015.

Aceita Resultado final no Anexo I desta Nota Técnica.

Atiaia Energia

a) O GERADOR firmou Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEARs ou contratos bilaterais com Concessionárias ou Permissionárias de Distribuição de Energia Elétrica vinculados a usinas hidráulicas que participem, tenham participado ou venham a participar do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, listados no Anexo I, doravante denominados CONTRATOS REGULADOS;

Não considerada

Observar Anexo I e termos de repactuação.

ABRAGEL

Discordância quanto ao fato de os impactos da atual situação do GSF terem iniciado em janeiro de 2015.

Não considerada

A retroação da metodologia de repactuação do risco hidrológico está definida na MP 688/2015, portanto, fora da competência da ANEEL.

ABRAGEL Redução do preço de forma percentual Não aceita Ver subseção III.4.

ABRAGEL Contratos do PROINFA

Parcialmente aceita Ver subseção III.6





ABRAGEL / AES Tietê / CEEE / COPEL / Duke /

Tractebel

Eficácia condicionada à repactuação de 2/3 do MRE – - inconstitucionalidade da cláusula (ABRAGEL) - insegurança jurídica (AES Tietê) - 2/3 do MRE todo ou 2/3 da parcela sem cotas e Itaipu (CEEE)

Aceita

Critério excluído.

ABRAGEL

Convidar o BNDES para discussão do impacto nos empreendimentos

Já considerada

O mecanismo da Audiência Pública é voltado à participação de todos os interessados nos assuntos nela discutidos, o que permite ao BNDES e qualquer outra instituição financeira, participar das discussões nela colocadas.

ABRAGEL

Prazos diferentes quanto à aplicação do mecanismo de repactuação para o ambiente regulado (prazo do contrato de longo prazo e prazo de outorga).

Não considerada

A contribuição não dispõe de elementos mínimos que permitam identificar o objeto questionado.

APINE / COPEL

Metodologia proposta para o valor esperado do risco hidrológico (R$ 6,90 / MWh) APINE propõe valor esperado de R$1,60 / MWh a R$3,63 / MWh

Não considerada

Ver subseção III.4.

APINE Prazo do acordo de repactuação no ACR – prazo do contrato e não da outorga

Parcialmente aceita Ver subseções III.1 e III.7 e Anexo I, com a minuta da REN.

APINE Vigência do prêmio de risco em caso de extensão da Concessão

Parcialmente aceita Ver subseção III.7.

APINE / AES Tietê / Prêmio de risco no ACL Não aceita Ver introdução da seção III e subseções III.1, III.2 e





ABRAGE / Votorantim Energia / Light / CESP

Prêmio equivalente no ACR e ACL (Light)

III.3.

ABRADEE

Adequação do Decreto n° 8.401/15

Não considerada

Adequações de Decreto dependem do Poder Concedente. No caso específico, nossa análise é de que o estabelecido na MP 688 dispensa a necessidade de revisão do Decreto n° 8.401/2015.

ABRADEE Tratamento do repasse da receita arrecadada pelas distribuidoras à CCRBT

Não considerada Essa possibilidade tem que ser analisada em processo específico.

ABRADEE

Necessidade de avaliar a quantidade de Bandeiras Tarifária e/ou do período de atualização dos seus patamares

Não considerada

Essa possibilidade tem que ser analisada em processo específico.

ABRADEE Reconhecimento dos Riscos de Financeiros do Ambiente de Contratação Regulado.


ABRADEE Tratamento às perdas econômicas associadas ao aumento e à volatilidade dos Itens da Parcela A.


ABRADEE Impacto nas distribuidoras na constituição de ativo financeiro a ser dado às geradoras.


AES Tietê / SAESA Necessidade de publicação de regulamento pela ANEEL com prêmio de risco, preços de referência e

Aceita Resolução colocada na 4ª fase da AP 32/2015. Ver Anexo I com a proposta final.





taxa de desconto.

SAESA

Cálculo do GSF deve observar o limite máximo do déficit de energia de 5%

Não aceita

Interpretação equivocada dos conceitos de garantia estrutural de suprimento (planejamento de longo prazo) com a lógica de alocação de energia no Mecanismo de Realocação de Energia – MRE.

SAESA / Duke

Impossibilidade de qualquer decisão até a MP 688 ser convertida em Lei.

Não aceita

Medida Provisória tem força de lei e vigência imediata e, portanto, independe de sua conversão em Lei para produzir seus efeitos.

SAESA Para projetos estruturantes a ANEEL não deveria cobrar prêmio de risco.

Não aceita O risco hidrológico decorre da participação no MRE e, portanto, não há como diferenciar projetos estruturantes dos demais.

SAESA A proposta não confere tratamento ao fluxo de caixa de 2015 para projetos estruturantes.

Não aceita O risco hidrológico decorre da participação no MRE e, portanto, não há como diferenciar projetos estruturantes dos demais.

SAESA

A sazonalização da GF no ACR deve seguir o perfil de sazonalização dos CCEARs, para evitar exposições involuntárias no MCP.

Não aceita

A sazonalização deve seguir os critérios estabelecidos no normativo vigente para fins de sazonalização (REN 584/2013). Sua eventual alteração deve ser tratada em processo específico.

SAESA Esclarecimento quanto à possibilidade ou não adesão no ACR ou ACL

Aceita Ver introdução da seção III e subseções III.1, III.2 e III.3.

SAESA Recolhimento de tributos e encargos, especialmente Não considerada A discussão sobre o recolhimento desses tributos no





relacionado ao não recolhimento do PIS/PASEP, COFINS, IRPJ e CSLL.

âmbito da CONER é tema fora de escopo dessa AP e vem sendo tratado pela CCEE.

Casa da Pedra / COOPERLUZ /

Hidrelétrica Rossi Ltda.

Qualquer que seja a solução proposta pela via da repactuação do risco hidrológico” de que trata a Medida Provisória, os agentes de geração devem ser tratados com o devido respeito à isonomia, proporcionando-se lhes iguais oportunidades de (i) participação das discussões e (ii) contratação da repactuação. Nesse sentido, não podemos deixar de manifestar nossa preocupação quanto ao exíguo período de tempo concedido para contribuição na presente audiência pública, o que impede os geradores de se organizarem adequadamente para discutir as propostas em comento.

Já considerada

O meio pelo qual a ANEEL promove as discussões sobre os regulamentos que pretende publicar é a Audiência Pública. No caso específico, a AP 32/2015 está em sua 4ª fase, sendo que em todas os agentes puderam contribuir de forma propositiva na regulamentação da MP 688/2015. As 4 fases de AP proporcionaram mais de 2 meses para os agentes contribuírem no processo de repactuação do risco hidrológico. Ademais, todos os processos da ANEEL são públicos e disponibilizados via internet aos interessados.

cope

Recusa da CCEE no cumprimento da decisão devido ao fato de a Cooperluz ser representada por outro agente, ou seja, ter seus ativos de geração modelados abaixo de uma comercializadora.

Não considerada

A contribuição não está relacionada ao objeto da Audiência Pública, devendo ser tratado em processo específico.

Aliança

Tratamento para usinas que tiveram alteração de titularidade em 2015.

Não aceita

As questões de direitos e obrigações de transferência de titularidade devem estar previstas nos acordos bilaterais de compra e venda, não cabendo regulamentação.





Aliança

Estabelecimento de um procedimentos pré-adesão, para que se possa verificar o grau de adesão à proposta e os potenciais impactos no caixa das empresas que aderirem.

Não aceita

A adesão de cada agente é independente.

ABRAGE / CEEE / CDSA / Tractebel / CESP

Inconsistência do conceito de deslocamento hidráulico

Não aceita Ver introdução da seção III e subseções III.1, III.2 e III.3.

ABRAGE / CEEE / CESP Regra de rateio da energia de cada contrato, no ACL e ACR, para cada usina hidrelétrica.

Não Aceita Ver introdução da seção III e subseções III.1, III.2 e III.3.

ABRAGE / Excelência Energética / CEEE /

Tractebel / ABRADEE

Sazonalização da garantia física

Não considerada

A questão da necessidade de se rever as regras de sazonalização do MRE, em face de repactuação do risco hidrológico, será analisada em AP específica.

ABRAGE / CEEE / CDSA / CESP

A proposta não resolve o problema de caixa das geradoras hidráulicas

Não considerada

A MP 688/2015 estabeleceu as formas de repactuação do risco hidrológico, cabendo a ANEEL regulamentar essas formas. Não existe previsão na MP 688 de mecanismos que tragam solução para alegado “problema de caixa” das geradoras.

CEEE Necessidade de postergação das operações do MCP

Não considerada Essa contribuição está fora do escopo da AP 32/2015.

CEEE

Prazo para postergação da outorga e Lei n° 12.783/2013

Não aceita

A postergação da outorga no ambiente regulado se dará após a opção pela repactuação do risco hidrológico, não comprometendo a necessária manifestação quanto à prorrogação, de que trata a Lei n° 12.783/2013.





COPEL

Esclarecimentos dos os direitos e obrigações sobre a energia de reserva.

Não considerada

Ver Anexo I da Nota Técnica.

Neoenergy

Usina eólicas, solares e térmicas vendidas em leilões de reserva não sofrem condição de restrição de despacho em condições de redução sazonal de carga. Toda a sazonalidade da carga, seja durante o dia, semana ou mês é suportado majoritariamente pela geração hidrelétrica. Os reservatórios da usinas hidrelétricas são o real e único acumulador da reserva contratada através das fontes fixas. Portanto, essas mesmas fontes deslocam a geração hidrelétrica, e devem participar do rateio do risco hidrológico da seguinte forma: Quando qualquer uma das usina de reservatório do país incorrer em vertimento as usinas de reserva não hidráulicas pagam uma taxa de auxílio à recomposição da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias, através do pagamento também do mesmo prêmio de risco dos geradores hidrelétricos. Quando o vertimento se cessa, o pagamento da taxa de risco será cancelado. A proposta é que em caso de vertimento a primeira energia a ser não turbinada é a energia

Não considerada

A contribuição foge ao escopo da AP, ao tratar de soluções que não estão previstas na MP 688/2015. A ANEEL, ao regulamentar a matéria, está restrita aos comandos gerais da Legislação superior.





de reserva, a qual impacta o risco hidrológico dos agentes hidrelétricos e devem ser divididos com os geradores de reserva não hídricos.

Excelência Energética / CEEE / Tractebel / CESP

Detalhamento das consequências de eventual revisão ordinária da garantia física (parágrafo 6° do art. 1° da MP 688/2015).

Aceita

Ver Anexo I, introdução da seção III e subseções III.1, III.2, III.3 e III.7.

Excelência Energética

Detalhar a possibilidade de repactuação do ACL, de modo que sejam abarcados todos os geradores hidráulicos participantes do MRE.

Não aceita

Ver introdução da seção III e subseções III.1, III.2 e III.3.

Neoenergy

Todos os recursos financeiros dos geradores hidrelétricos que estão no MRE devem ser direcionados para compor a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias, ou seja, a energia secundária e o próprio valor do MRE pago

Parcialmente considerada

Ver Anexo I.





pelos geradores dentro do mecanismo devem ser direcionados para a composição de recursos para a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias. Se somarmos os valores totais mensais do MRE à conta pode chegar a atender o prêmio de risco, sem imputar despesas extraordinárias aos mesmo geradores. Lembramos que os geradores não estruturam em sua taxa interna de retorno valore associados a ganhos e perdas de pagamentos ou recebimentos de MRE e Energia Secundária, portanto esses valores podem e devem ser alocados para redução do prêmio de risco. Adicionalmente sugerimos que essa mesma regra seja aplicada aos geradores do ACL e ACR, sem diferenciação. Caso a composição de todos os recursos de MRE e Energia Secundária (esses recursos gerarão fonte mensal fixa para a conta) ainda não for suficiente para suportar os gastos com o risco hidrológico, a ANEEL define para o próximo ciclo de liquidação o valor do prêmio a ser pago para cada MWh gerado. Dessa forma, o prêmio de risco será efetivamente pago apenas quando houver necessidade efetiva.

Votorantim Energia O modelo de contrato apresentado para o ACL não Não considerada A minuta de resolução colocada em AP na 4ª fase





faz menção à energia que atende ao consumo próprio.

estabelece os critérios de elegibilidade para participação no ACL, incluindo os autoprodutores.

Votorantim Energia

Limitação do risco de GSF ao volume de energia de reserva a ser alocado aos participantes do MRE não contratados no ACR, conforme detalhado no item 2.5 deste documento.

Não aceita


Enel

No caso de falta de recursos suficientes na CCRBT em determinado mês, o déficit financeiro deve ser repartido proporcionalmente entre as distribuidoras e os geradores. Adicionalmente, o saldo deficitário do mês corrente deve ser somado ao custo do próximo mês, como já ocorre na forma atual de operação da CCRBT, de forma que no acumulado o déficit financeiro tenda a zero.

Não considerada

Fora do escopo. As questões relativas à CCRBT deverão ser analisadas em processo específico.

Enel

Criação de mais patamares de bandeiras tarifárias, e mecanismos de acionamento, tornando o sistema de bandeiras mais dinâmico de forma que, no caso de ocorrência de déficits contínuos na CCRBT, o valor da bandeira aumente automaticamente, ou, por outro lado, no caso de superávits constantes de recursos, o valor das bandeiras possa ser reduzido de forma a equilibrar custos e as receitas.

Não considerada

Fora do escopo. As questões relativas à CCRBT deverão ser analisadas em processo específico.

Enel Em virtude da elevação da inadimplência no setor de distribuição, verificada desde o início do ano, a Não considerada Fora do escopo. As questões relativas à CCRBT

deverão ser analisadas em processo específico.





ANEEL deve considerar nos cálculos a serem realizados para estimar o valor das bandeiras em 2016, pelo menos, a inadimplência regulatória das distribuidoras como um redutor das receitas de bandeiras.

Enel

Em função do expressivo aumento da Parcela A na composição da receita requerida das distribuidoras e da grande volatilidade observada nesta componente desde 2013, deve-se criar uma remuneração adicional que compense as distribuidoras da elevação dos montantes e custos de captação financeira na gestão da Parcela A.

Não considerada

Fora do escopo. Essas questões devem ser tratadas em processo específico, após o protocolo de pedido administrativo.

Enel

Mitigar a perda econômica não gerenciada pelas distribuidoras em função do aumento da Parcela A, incluindo a desconsideração do risco hidrológico repactuado na glosa de perdas e o recálculo da inadimplência regulatória considerando as receitas requeridas dos processos tarifários anuais.

Não considerada

Fora do escopo. Essas questões devem ser tratadas em processo específico, após o protocolo de pedido administrativo.

Enel

Adequação da fórmula do impacto do deslocamento da geração hidrelétrica de forma a considerar a variação da geração do MRE em relação à garantia física e não a energia vendida.

Aceita

Ver Anexo I.





ESBR

Ressarcimento pelos custos dever ser realizado desde 2014.

Não aceita.

O limite temporal da repactuação do risco hidrológico é janeiro de 2015, conforme MP 688/2015, não dispondo a ANEEL de competência para definir outro período.

ESBR Esclarecimento do conceito de “Deslocamento Hidráulico”

Parcialmente aceita Ver introdução da seção III e subseções III.1, III.2 e III.3.

ESBR Postergação do pagamento do prêmio de risco para usinas em motorização.

Não aceita Não cabe tratamento diferenciado, devendo-se observar o montante contratado.

Brasil PCH Aplicação de fator redutor para o prêmio relacionado ao PROINFA

Não aceita Ver subseção III.7.

Brasil PCH

Operacionalização para o PROINFA, por meio de redução do preço repactuada por meio de termo aditivo.

Não aceita

A MP 688 definiu expressamente como se dará o pagamento do prêmio pela repactuação (pagamento à CCRBT).

Enel Green Power

Esclarecimento sobre o prazo para repactuar para usinas que ainda não entraram em operação comercial.

Parcialmente aceita

Ver subseção III.7 e Anexo I.

Duke Energy

Definição de risco hidrológico

Já considerada

A definição do risco hidrológico encontra-se claramente descrita na minuta de repactuação de risco hidrológico.

Duke Energy Vinculação ao ressarcimento de 2015 no ACL com a contratação bilateral

Não aceita Ver subseções III.2 e III.7.





Light Disponibilização de documentação suplementar

Não considerada Informações suplementares foram disponibilizadas nas fases 3 e 4 da AP 32.

Tractebel Disponibilização das minutas do contrato de cessão do risco hidrológico em Consulta Pública específica.

Não aceita A atual Audiência Pública é a oportunidade de contribuições para aprimoramento do contrato de cessão do risco hidrológico.

Tractebel

A prorrogação dos contratos de concessão não podem afetar direitos de prorrogação pré-existentes.

Não considerada

Questões relativas a direitos de prorrogação pré-existentes devem ser discutidos em processos específicos relacionados à outorga (contrato de concessão correspondente).

CESP Tratamento regulatório de Ilha Solteira e Jupiá

Não aceita Ver introdução da seção III e subseções III.1, III.2 e III.3.

EDP Período de transição para o prêmio de risco.

Não aceita Ver subseção III.4.

CPFL

CONTRATO DE CESSÃO DO RISCO HIDROLÓGICO - ACR

CLÁUSULA QUARTA .................. Subcláusula Segunda - A cessão não considerará as receitas e despesas contabilizadas no MERCADO DE CURTO PRAZO decorrentes de qualquer outro fato não relacionado ao fator de ajuste do MRE ou a alocação da energia secundária, incluindo-se, de forma não exaustiva, a aplicação do Mecanismo de Redução da Energia Assegurada – MRA e o rateio de inadimplências.

Não aceita

Ver introdução da seção III e subseções III.1 e III.3.





Atiaia Energia / ABRAGEL


CLÁUSULA QUARTA – DA TRANSFERÊNCIA DO RISCO HIDROLÓGICO .... Subcláusula Terceira - Na hipótese de a usina hidráulica vinculada ao CCEAR deixar de participar do MRE, por opção ou por exclusão, nos termos da Resolução Normativa n° 409, de 10 de agosto de 2010, terá o seguinte tratamento:

a) Para as despesas no MERCADO DE CURTO PRAZO, será considerado o fator de ajuste do MRE sobre a garantia física para simular o efeito de que trata a Subcláusula Primeira.

b) Para as receitas no MERCADO DE CURTO PRAZO, será considerada a geração que exceder a garantia física da usina.

Subcláusula Quarta - Alternativamente ao disposto na Subcláusula Terceira, o agente poderá optar por assumir integralmente o risco hidrológico em relação ao período de não participação no Mecanismo, hipótese em que deverá comunicar à ANEEL, por escrito, a sua opção, sem prejuízo do ressarcimento de que tratam os incisos I e II do §3º do art. 1º da Medida Provisória 688/2015. Subcláusula Quinta – O ressarcimento de que tratam os incisos I e II do §3º do art. 1º da Medida Provisória 688/2015, em relação ao agente que ou deixar o MRE após 01.01.2015, será apurado pelo resultado do deslocamento de geração hidrelétrica subtraído da liquidação da energia secundária e do prêmio de risco pactuado, referente ao período de participação do agente no MRE.

Não aceita

Ver subseção III.7.







CLÁUSULA QUARTA – DA TRANSFERÊNCIA DO RISCO HIDROLÓGICO

Subcláusula Primeira ‐ A partir de 1°/1/2015, os efeitos decorrentes do deslocamento hidrológico verificado pela aplicação do fator de ajuste do MRE ou da alocação da energia secundária, na proporção do montante anuído para repactuação pela Aneel e do fator de transferência do risco hidrológico de ____% (fator f), serão cedidos à CCRBT.

Não aceita

A identificação fica mais clara ao se definir exatamente o que se pretende transferir, que é o resultado do Mercado de Curto Prazo decorrente da aplicação do fator GSF. O termo “efeitos decorrentes do deslocamento hidrológico” é impreciso e pode suscitar questionamentos futuros. Ver Anexo I.


CONTRATO DE CESSÃO DO RISCO HIDROLÓGICO - ACL

CLÁUSULA QUARTA – DA ASSUNÇÃO DOS DIREITOS SOBRE A ENERGIA DE RESERVA

Subcláusula Primeira ‐ Na liquidação financeira relativa à contratação de ENERGIA DE RESERVA, a CCEE depositará em favor do Gerador os

Não aceita

Ver detalhes no Anexo I.





montantes apurados na CONER, proporcionais à geração de ______ MW médios de ENERGIA DE RESERVA.



Supressão da cláusula 6° do Contrato de Cessão do Risco Hidrológico.

Não aceita


CPFL


Subcláusula Terceira - Na hipótese de a usina hidráulica vinculada ao CCEAR deixar de participar do MRE, por opção ou por exclusão, nos termos da Resolução Normativa n° 409, de 10 de agosto de 2010, terá o seguinte tratamento: I. A usina não sofrerá com os impactos do MERCADO DE CURTO PRAZO referente ao risco hidrológico, independentemente do fator de ajuste do MRE. II. Para as despesas no MERCADO DE CURTO PRAZO, será considerada a diferença entre a Garantia Física da usina e a geração, ambas no centro de gravidade, não ficando a cargo da CCRBT as despesas decorrentes de indisponibilidade.

Não aceita






III. Para as receitas no MERCADO DE CURTO PRAZO, será considerada a geração que exceder a garantia física da usina no centro de gravidade.

CPFL


Subcláusula Primeira – Como contrapartida pela repactuação do risco hidrológico, o GERADOR deverá recolher mensalmente à CCRBT a importância resultante da aplicação da tarifa de R$ ____/ MWh sobre o montante anuído de repactuação, observados os montantes mensais de cada CONTRATO REGULADO a garantia física da usina comercializada no ACR.

Não aceita


CPFL


Subcláusula Terceira – O recolhimento deverá se iniciar em ___/___/___, como forma de compensar o risco hidrológico apurado no ano civil de 2015, tendo sido utilizada uma taxa de desconto de ____%.

Aceita

A taxa é parte da Resolução Normativa proposta.

CPFL CONTRATO DE CESSÃO DO RISCO

HIDROLÓGICO - ACR

Não aceita Alterado o texto para viger nos seguintes termos: Subcláusula Segunda – Enquanto durar a





Subcláusula Segunda – Enquanto durar a inadimplência, as receitas liquidadas no Mercado de Curto Prazo do GERADOR serão retidas para suportar o valor inadimplido, acrescido de multa e juros, apurados conforme Subcláusula Primeira.

inadimplência, as receitas a serem liquidadas no Mercado de Curto Prazo do GERADOR serão retidas para suportar o valor inadimplido, acrescido de multa e juros, apurados conforme Subcláusula Primeira.

CCEE


Exclusão da CCEE da assinatura dos contratos de cessão do risco hidrológico

Aceita

Questões relativas a direitos de prorrogação pré-existentes devem ser discutidos em processos específicos relacionados à outorga (contrato de concessão correspondente).

AES Tietê

CONTRATO DE CESSÃO DO RISCO HIDROLÓGICO – ACR e ACL

Inclusão de cláusula no contrato de cessão do risco hidrológico com a assinatura de termo aditivo ao Contrato de Concessão com novo termo final de concessão e preço para o período de prorrogação.

Não aceita

A necessidade de termo aditivo ao Contrato de Concessão será avaliada para cada cessão do risco realizada, sendo ponto inicial para abertura de processo específico para aditamento do prazo de outorga.

AES Tietê


Inclusão de cláusula no contrato de cessão do risco

Não aceita

A proposta final apresenta termo de adesão unilateral a ser assinado pelo gerador.





hidrológico com a anuência da ANEEL à repactuação objeto do contrato de repactuação.

AES Tietê


Inclusão de cláusula no contrato de cessão do risco hidrológico condicionando sua eficácia com a conversão da MP 688/2015 em Lei.

Não aceita


COPEL

CONTRATO DE CESSÃO DO RISCO HIDROLÓGICO – ACR

Subcláusula 4° da Cláusula 4° - não identificado o item 2.1 mencionado na Subcláusula 4ª da Cláusula 4ª. .

Aceita

O texto será adequado para a seguinte redação: Subcláusula Quarta - Para as despesas no MERCADO DE CURTO PRAZO, será considerado o fator de ajuste do MRE sobre a garantia física para simular o efeito de que trata a Subcláusula Primeira.

COPEL Subcláusula 3° da Cláusula 8°

Não aceita Os procedimentos de comercialização são sujeitos a mudanças que, para o caso específico, não devem alterar o conteúdo da repactuação.

COPEL Substituição da Eletrobras pela CCEE e MME como signatários da cessão do risco hidrológico no ACL

Não aceita A proposta final apresenta termo de adesão unilateral a ser assinado pelo gerador.

COPEL Substituição da Eletrobras pela CCEE e MME como signatários da cessão do risco hidrológico no ACR

Não aceita A proposta final apresenta termo de adesão unilateral a ser assinado pelo gerador.





CPFL

Indicar no contrato de cessão do risco hidrológico que o gerador hidráulico participante do MRE comercializou energia utilizada por concessionárias ou permissionárias de distribuição.

Não aceita


ABRACE

Aprimoramentos regulatórios que promovam transferência de custos e/ou riscos sejam feitos de forma que não se transfiram ônus a agentes que a eles não deram causa ou sem a devida contrapartida

Não considerada

A própria MP 688 já promove transferência de custos e riscos entre agentes que não deram causa. Como exemplo, a repactuação definida na MP para o ACL, ao transformar em extensão de outorga o resultado da energia de reserva de 2015 e o custo da contratação da reserva incremental, acaba por transferir custo e risco do ACL para o ACR.

ABRACE

A regulamentação da Medida Provisória nº 688/2015 proposta pela ANEEL deve ser orientada pela busca do equilíbrio entre o risco que será alocado aos consumidores e o prêmio de risco pago pelos geradores como contrapartida

Já considerada

A ANEEL tem buscado preservar esse equilíbrio.

ABRACE

Esclarecimento sobre a repactuação dos geradores que comercializam energia com o Ambiente Livre, particularmente no que diz respeito ao “Modelo de Contrato de Cessão do Risco Hidrológico – ACL” e ao tratamento dos direitos de uso da Energia de Reserva pelos geradores em 2015

Aceita


Cia Geração de Energia Pilão

CONSIDERANDO QUE: a) O GERADOR é titular de usina hidráulica participante do Mecanismo de Realocação de

Não considerada Ver detalhes no Anexo I.





Energia – MRE com garantia física que não está associada a Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR.




Entidade Texto Aproveitamento Justificativa

ABIAPE 1. Propor a alteração da REN 337/2008. Sugere que (i) a única relação do gerador com a CONER seja referente ao depósito de prêmio, e (ii) que a energia de reserva alocada ao gerador seja transferida ao seu perfil na CCEE.

Não aceita A SRM não concorda com o entendimento manifestado pela ABIAPE, que interpreta que a obrigação de que trata o § 4º do artigo 1º da MP nº 688/2015 seja restrito ao pagamento do prêmio de risco à CONER.

A MP 688/2015 não faz qualquer restrição, pelo contrário, estabelece à assunção de direitos e obrigações vinculadas à energia de reserva, de que trata o art. 3º-A da Lei 10.848/2004, observado ainda o pagamento de prêmio de risco.

Nesse sentido, por força de Lei, é plenamente razoável o enquadramento dos agentes de geração como usuários contratantes da energia de reserva existente, nos termos da REN 337/2008.

Assim, como usuário da energia de reserva, não cabe tratamento diferenciado para restituição dos montantes financeiros excedentes na CONER.

ABIAPE 2. Propor o direito de celebração de contrato de energia no Ambiente de Contratação Regulada, de que trata o inciso II do § 5º.

Aceita Opção conferida na proposta final.

ABIAPE 3. Propor a abertura de Audiência Pública para tratar de constrained-off para usinas hidrelétricas. A matéria não é escopo desta Audiência Pública e está sendo tratado no âmbito de processo específico.

Não considerada A matéria não é escopo desta Audiência Pública e está sendo tratado no âmbito de processo específico.

ABRACEEL 4. Propor a correção monetária pela taxa Selic pro rata die dos valores financeiros diferidos por razão de suspensão da liquidação financeira do MCP.

Não considerada Matéria fora do escopo desta Audiência Pública.

ABRADEE 5. Propor a adequação do Decreto 8.401/2015 e do submódulo 6.8 do PRORET.

Não considerada Não é de competência desta Agência a alteração de Decreto e o PRORET será tratado em Audiência Púbica específica.

ABRADEE 6. Propor o tratamento para o repasse da receita arrecadada pelas distribuidoras à Conta Centralizadora dos Recursos da Bandeira Tarifária.


ABRADEE 7. Propor o aprimoramento dos mecanismos e critérios de acionamento, dimensionamento e periodicidade de atualização das Bandeiras Tarifárias, bem como da sua quantidade.






ABRADEE 8. Reconhecer os riscos financeiros do Ambiente de Contratação Regulada. Não considerada Matéria fora do escopo desta Audiência Pública.

ABRADEE 9. Tratar às perdas econômicas ao aumento e à volatilidade dos itens da Parcela A.


ABRADEE 10. Substituir o Termo Aditivo, que envolveria as distribuidoras como signatárias, por documento jurídico compatível coma as condições expressas na MP 688/2015.

Não aceita A recontratação em mesmas condições, aplicável como opção ao ACR na extensão de prazo, pressupõe contrapartes idênticas.

ABRADEE 11. Definir a regra de sazonalização dos contratos. Não aceita O Voto do Diretor Relator referente a 2°fase da AP 32/2015 se refere à sazonalização da garantia física dos geradores e não dos contratos.

ABRADEE 12. Avaliar previamente e conjuntamente com instituições de auditoria contábil a constituição do Ativo Financeiro constituído aos geradores hídricos signatários do Acordo.

Não aceita A solução proposta pela ANEEL observa a melhor técnica.

ABRAGE 13. Disponibilizar documentos relativos aos aditivos contratuais referentes à extensão de prazo de vigência e do período de fornecimento em decorrência de repactuação do de CCEAR de energia existente, fontes alternativas, PROINFA e contratos bilaterais anteriores à Lei 10.848/2004.

Não aceita Conforme apresentado pela Nota Técnica 193/2015-SRM/SRG/ANEEL e minuta de Resolução de que consta da 4° Fase desta Audiência Pública, entende-se que, independente do tipo de contrato, se energia existente ou nova, a exigência para elegibilidade da repactuação do risco hidrológico é a existência de vínculo entre a

ABRAGE 14. Disponibilizar o contrato para venda no ACR de agentes que repactuarem o risco hidrológico vinculado à energia não contratada no ACR.

Aceita Ver Anexo I.

AES TIETÊ 15. Disponibilizar o contrato para venda no ACR para os agentes que decidirem vender energia no ACR em prazo coincidente com o da extensão da concessão e o valor que será praticado.

Não aceita Não cabe, dado que a recontratação se dá com as condições originais de cada contrato, não permitindo regral geral.

AES TIETÊ 16. Enquadrar como elegíveis à repactuação do risco hidrológico as usinas comprometidas com CCEAR que findam o prazo de suprimento em 2015.

Não aceita. Matéria do fora do escopo da 3°Fase da AP 32/2015.

A SRM não concorda com o enquadramento conforme entendimento manifestado na Nota Técnica 193/2015-SRM-SRG/ANEEL e seção III.1 desta Nota Técnica. Não há como retroagir efeitos se o contrato não existir em 2016





CCEE 17. Alterar a minuta da Resolução Normativa que altera a REN 337/2008 e 109/2004, conforme apresentado abaixo:

O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto nos arts. 3º e 3º-A da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, no Decreto nº 6.353, de 16 de janeiro de 2008, na Medida Provisória 688, de 18 de agosto de 2015, no Decreto nº 6.353, de 16 de janeiro de 2008,e o que consta do Processo nº 48500.000553/2008-13, resolve:

Não aceita Não há diferença.

CCEE 18. Alterar o art. 1º da minuta de Resolução Normativa que altera a REN 337/2008 e 109/2004, conforme apresentado abaixo:

Art. 1° Aprovar a alteração na Resolução Normativa nº 337, de 11 de novembro de 2008, e na Convenção de Comercialização de Energia Elétrica, aprovada pela Resolução Normativa nº 109, de 26 de outubro de 2004, de forma a incluir e equiparar incluindo os agentes de geração hidráulica participantes do MRE, enquadrados no §4° do art. 1° da Medida Provisória n° 688, de 18 de agosto de 2015, que optaram pela repactuação do risco hidrológico, como novos Usuários de Energia de Reserva e alterando a forma de rateio do Encargo de Energia Reserva – EER.

Aceita Ver proposta final no Anexo I.

CCEE 19. Alteração do art. 2° da minuta de Resolução Normativa que altera a REN 337/2008 e 109/2004, conforme apresentado abaixo:

Art. 2º ........................................................ .................................................................... X – Usuário de Energia de Reserva: agente de distribuição, consumidor livre, consumidor especial, autoprodutor na parcela da energia adquirida, produtor de geração com perfil de consumo ou agente de exportação e, por equiparação, o gerador hidráulico participante do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, enquadrados no §4° do art. 1° da Medida Provisória n° 688, de 18 de agosto de 2015, em virtude da repactuação do risco hidrológico.

Aceita Ver proposta final no Anexo I.

CCEE 20. Alterar o art. 2° da minuta de Resolução Normativa que altera o art. 7º da REN 337/2008, para equiparação do prêmio de risco ao encargo de energia de Reserva (EER).

Parcialmente aceita A proposta deverá ser incluída como parágrafo do art. 3, conforme apresentado abaixo.

Art. 3º ..........................................................





Art. 7º ................................................

..........................................................

onde:

EERgm é o valor do encargo, expresso em Reais, a ser pago pelo Usuário de Energia de Reserva associado aos geradores hidráulicos participantes do MRE “g”, nos termos do inciso X do art. 2º, na Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva do mês “m”. O prêmio de risco se dará por meio do pagamento do valor do EERrm pago pelo Usuários de Energia de Reserva, nos termos do inciso I do §4º da Medida Provisória n° 688, de 18 de agosto de 2015, sendo equivalente ao valor do EERrm pago pelo Usuários de Energia de Reserva; ??????

Parágrafo único. O prêmio de risco do gerador hidráulico participante do MRE que repactuar o risco hidrológico se dará por meio do pagamento do valor do encargo de energia reserva, conforme estabelecido no art. 7º, nos termos do inciso I do §4º da Medida Provisória n° 688, de 18 de agosto de 2015.

CCEE 21. Alterar o art. 2º da minuta de Resolução Normativa que altera o art. 7° da REN 337/2008, conforme apresentado abaixo:

Art. 7º .......................................................... ..................................................................... Onde: ..................................................................... Pgm representa o percentual obtido da razão entre o montante de energia de reserva contratada pelo Usuário de Energia de Reserva associado aos geradores hidráulicos parcitipante participantes do MRE “g”, nos termos do inciso X do art. 2º, e o montante total de garantia física da energia comprometida com Contrato de Energia de Reserva de reserva associado aos pagamentos devidos aos Agentes Vendedores, na Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva do mês “m”;

Não aceita. Não há diferença na eficácia. Ver Anexo I.

CCEE 22. Alterar o art. 3° da minuta de Resolução Normativa que altera a Cláusula 1ª do CONUER, Anexo da REN 337/2008, conforme apresentado abaixo:

“CLÁUSULA 1ª – DAS DEFINIÇÕES ....................................................................

Aceita





USUÁRIOS DE ENERGIA DE RESERVA ou USUÁRIOS: agente de distribuição, consumidor livre, consumidor especial, autoprodutor na parcela da energia adquirida, produtor de geração com perfil de consumo ou agente de exportação e, por equiparação, o gerador hidráulico participante do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, enquadrados no §4° do art. 1° da Medida Provisória n° 688, de 18 de agosto de 2015 que optaram pela repactuação do risco hidrológico. ....................................................................”

CCEE 23. Alterar o art. 4º da minuta de Resolução Normativa que altera o art. 54 da REN 109/2004, conforme apresentado abaixo:

“Art. 54............................................................... .................................................................... Art. 54-I-X. A adesão ao CONUER é compulsória para a CCEE e para todos os agentes de geração hidráulica participantes do MRE, enquadrados no §4° do art. 1° da Medida Provisória n° 688, de 18 de agosto de 2015, que optaram pela repactuação do risco hidroógico.” Art. 54-I. A adesão ao CONUER é compulsória para a CCEE e para todos os agentes de distribuição, consumidores livres, consumidores especiais, autoprodutores que comercializam energia no SIN e agentes de exportação e os agentes de geração hidráulica participantes do MRE, enquadrados no §4° do art. 1° da Medida Provisória n° 688, de 18 de agosto de 2015, que optaram pela repactuação do risco hidrológico.

Aceita

CCEE 24. Incluir artigo na minuta de Resolução Normativa, conforme apresentado abaixo:

Art. 5º Até que se proceda à alteração algébrica das Regras de Comercialização e dos Procedimentos de Comercialização aplicáveis, a CCEE fica autorizada a efetuar a operacionalização da restituição dos montantes financeiros excedentes por meio de Mecanismo Auxiliar de Cálculo - MAC.

Aceita Adicionalmente deverá ser incluído o seguinte artigo:

Art. 6° A CCEE deverá encaminhar mensalmente a ANEEL o resultado da restituição dos montantes financeiros excedentes da CONER.

COMPANHIA GERAÇÃO DE

25. Excluir, na minuta de Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, a menção ao destino da energia, uma vez que a Medida Provisória n. 688/2015 permite a

Aceita





ENERGIA PILÃO e EXCELÊNCIA ENERGÉTICA

extensão de concessão também nos casos de produção indepentende ou autoprodução.

COMPANHIA GERAÇÃO DE ENERGIA PILÃO e EXCELÊNCIA ENERGÉTICA

26. Incluir inciso no art. 9º da REN 337/2008, conforme apresentado abaixo:

V – o pagamento dos valores devidos aos geradores hidráulicos participantes do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, enquadrados no §4º do Art. 1º da Medida Provisória n. 688, de 18 de agosto de 2015.

Não aceita Os geradores hidráulicos que repactuarem o risco hidrológico serão enquadrados como Usuários de Energia de Reserva, de modo que a previsão da restituição dos montantes financeiros excedentes da CONER está previsto no inciso IV do art. 17° da REN 337/2008, e conforme metodologia estabelecida nas Regras de Comercialização.

COMPANHIA GERAÇÃO DE ENERGIA PILÃO e EXCELÊNCIA ENERGÉTICA

27. Incluir inciso no §1º do art. 14 da REN 337/2008, conforme apresentado abaixo.

Art. 14 ....................................

§1º A receita auferida com a liquidação da energia de reserva produzida no mercado de curto prazo deverá ser destinada à CONER.

§1º A receita auferida com a liquidação da energia de reserva produzida no mercado de curto prazo deverá ser destinada:

I – Aos geradores hidráulicos participantes do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, enquadrados no §4º do Art. 1º da Medida Provisória n. 688, de 18 de agosto de 2015 que tenham optado pela assunção dos direitos de energia de reserva, na proporção de sua assunção;

II – À CONER, na proporção que não se enquadre no inciso I.

........................................

Não aceita Os geradores hidráulicos farão jus à restituição dos valores excedentes da CONER, nos termos do inciso IV do art. 17 da REN 337/2008 e Regras de Comercialização.

COPEL 28. Incluir inciso no art. 5° da Portaria MME 123/2015, com redação dada pela Portaria MME 384/2015, conforme apresentado abaixo:

A Copel, Cemig e Cesp tiveram concessões de UHEs que venceram ao longo do ano de 2015, conforme lista disponibilizada no Quadro 1, do voto do relator da AP 54/2015 (48500.002243/2015-62)

.................................

Não considerada A matéria é fora do escopo desta Audiência Pública.





Para tais casos, a Copel propõe que o resultado do Custo do Deslocamento subtraído do Prêmio de Risco e eventual receita decorrente da energia secundária, calculado até o termo final dessas concessões, seja ressarcido ao atual concessionário (constitua igualmente Ativo Regulatório).

Nestas hipóteses, sugere-se que o pagamento do ressarcimento ao atual concessionário ocorra em parcela única pelo vencedor do Leilão de que trata o art. 8º da Lei n. 12.783/2013 (Leilão 12/2015).

Para tal, o preço teto do Leilão, por Lote, correspondente ao valor inicial do GAG da(s) UHE(s)S a ser(em) leiloada(s) adicionado da parcela de Retorno da Bonificação pela Outorga, deverá incluir parcela de Retorno do Ativo Regulatório (resultado do Custo do Deslocamento subtraído do Prêmio de Risco e eventual receita decorrente da energia secundária, calculado até o termo final dessas concessões)

........................................

A redação proposta deverá incluir o Inciso III, contemplando a parcela de Retorno do Ativo Regulatório, referente ao ressarcimento do custo do deslocamento, nos termos da MP 688/2015.

COPEL 29. Propor cálculo do custo do deslocamento hidráulico. Parcialmente aceita Ver introdução da seção III e subseções III.1, III.2 e III.3.

COPEL 30. Propor a elegibilidade da repactuação do risco hidrológico para usinas hidrelétricas que possuem contratos de energia (CCEAR ou bilateral) que encerram em dezembro de 2015.

Não aceita Só é possível retroagir a regra em 2015 para contratos que existam em 2016.

COPEL 31. Propor eliminar o risco da inadimplência do MCP e expurgar do cálculo do pagamento do prêmio de risco as usinas do LER que ainda não entraram em operação comercial, em razão de problemas no sistema de transmissão.

Não aceita Os geradores hidráulicos que repactuarem o risco hidrológico serão enquadrados como Usuários de Energia de Reserva assumindo todas as obrigações e direitos atinentes a esta contratação.

COPEL 32. Propor que os agentes que repactuarem o risco hidrológico não suportem na CCEE nenhum custo decorrente de liminares de terceiros.

Não aceita Não existe mecanismo que permita à ANEEL tratar as decisões judiciais, dado que o conteúdo dessas decisões pode extrapolar o poder normativo da ANEEL.

A pretensão aqui colocada é transferir o custo das decisões





judiciais para os credores do mercado de curto prazo que também são agentes da CCEE e que podem conseguir decisões liminares contrárias, contra as quais a ANEEL não poderá ser insurgir.

Assim, entendemos não haver mecanismos que permitam à ANEEL blindar os agentes dos efeitos das ações judiciais dos agentes que optarem por não aderir à repactuação.

COPEL 33. Contemplar na apuração do período de extensão da concessão, a consideração dos tributos e encargos incidentes sobre a receita do gerador auferida no período, tanto para as contratações no âmbito regulado, quanto no não regulado.

Parcialmente aceita Ver subseção III.7.

COPEL 34. Excluir a cláusula de eficácia dos Contratos de Cessão de Risco Hidrológico (ACR e ACL)

Parcialmente aceita Ver detalhes no Anexo I.

COPEL 35. Menção expressa nos contratos do mecanismo de alteração dos preços ou extensão do prazo da outorga, em razão da redução da garantia física das usinas que repactuarem o risco hidrológico.

Parcialmente aceita Está sinalizado para o produto SPR100, mas é preciso analisar a elaboração de regra complementar.

COPEL 36. Propor que seja calculado um prazo de extensão da outorga que acomode as situações de empreendimentos contratos no ACR e ACL.

Não considerada Matéria fora do escopo da 3° Fase da AP 32/2015.

COPEL 37. Diferir a tributação envolvida na repactuação do risco hidrológico para o momento de fato que se realizarem as receitas.

Não considerada Matéria fora do escopo da 3° Fase da AP 32/2015.

COPEL 38. Propor as minutas de Termo Aditivo ao Contrato de Concessão que constam dos Anexos I e II da respectiva contribuição.

Não aceita Cada outorga será analisada em caso específico.

COPEL 39. Propor minuta Portaria contemplando a extensão do prazo de outorga conferida pelo MME para PCH, em substituição a minuta de Resolução Autorizativa.

Não aceita Cada outorga será analisada em caso específico.

COPEL 40. Propor que seja elaborada minuta de CCEAR a ser celebrado em função da repactuação do risco hidrológico para as hipóteses de contrato bilateral e quando o CCEAR se encerrar antes do prazo da outorga. Sugere-se ainda que conste expressa referência à celebração do Termo Aditivo ao Contrato de

Não aceita Cada outorga será analisada em caso específico. Em caso de recontratação no ACR, esta será feita com as condições preexistentes.





Concessão.

CPFL 41. Propor que fique claramente definido que reduções de garantia física ocorridas no período de vigência da repactuação, além de serem compensadas por extensão adicional da outorga ou pela alteração no preço dos contratos durantes a extensão, possam também, ser compensadas por postergação adicional no pagamento do prêmio no caso do ACR

Não aceita Não há previsão legal estabelecida na MP 688/2015 para postergação adicional no pagamento do prêmio no caso de redução de garantia física.

CPFL 42. Manifestar o entendimento que o CCEAR a ser utilizado na extensão da concessão deve ser um contrato completo, contemplando inclusive os aspectos abaixo:

1. Contrato na modalidade por disponibilidade para UHE, ou seja, contrato que garanta ao gerador que o risco hidrológico será assumido pelo comprador;

2. Tratamento dos efeitos das eventuais reduções de Garantia Física durante a repactuação do risco hidrológico.

Parcialmente aceita Conforme estabelecido no inciso I do § 3º da MP 688/2015, os o agente de geração possui o direito de celebração de CCEAR com a extensão do prazo da outorga, mantidas as condições contratuais vigentes, ressalvadas a repactuação do risco hidrológico.

Portanto, deverão ser respeitadas as condições contratuais vigentes, não podendo ser alterada entre outros a modalidade do contrato. A única alteração necessária é o montante, de maneira compatível ao montante outorgado.

EDP 43. Manifestar a simplicidade das minutas dos aditivos do contrato de concessão e do CCEAR, sem, por exemplo, contextualizar no preâmbulo se foram assumidos, no todo ou em parte, os risco hidrológicos, a questão do preço de venda, entre outros pontos. Sugere-se adequar os aditivos aos demais documentos relacionados aos aspectos da MP 688/2015 para que todos os documentos formem um conjunto único.

Aceita No fechamento da AP serão disponibilizados todos os documentos aprovados.

EDP 44. Adequar a minuta do aditivo ao contrato de concessão para o período da extensão eventualmente necessária, aos casos de agentes de geração não classificados como prestadores de serviço público, já que há caso de Produtores Independentes de Energia.

Aceita

EDP 45. Sugerir que na minuta do aditivo ao contrato de concessão de geradores com pagamento pelo Uso do Bem Público haja previsão expressa de que o pagamento seja mantido apenas no período originalmente previsto no contrato de concessão, não se aplicando à extensão.

Não aceita Vide seção III.5 desta Nota Técnica.

Custo de referência para extensão da outorga já considera o pagamento da UBP.





EDP 46. Manifestar a necessidade de representação, de forma abrangente, de todos os contratos considerados no Ambiente Regulado, de modo a haver previsão de cláusula para extensão de “Contrato Bilaterais Regulados”, ou seja, aqueles provenientes de Geração Distribuída decorrente de Chamada Pública, Geração Distribuída decorrente de processos de desverticalização, Licitação Pública de Distribuidoras com mercado próprio menor que 500 GWh, Contratação entre distribuidoras supridas e supridoras, contratos celebrados anteriormente à Lei nº 10.848/2004 (16/3/2004), bem como contratos oriundos do sistema isolado de distribuidora interligada.

Não aceita O Anexo I é suficientemente genérico ao tratar dos contratos do ACR, abrangendo todas as hipóteses, desde que respeitem os critérios de elegibilidade.

EDP 47. Sugerir a possibilidade de extensão parcial de seus contratos no ACR, para a parcela da energia não contratada.

Não aceita A extensão do contrato será posterior ao fim da outorga original, concomitantemente à extensão da outorga.

EDP 48. Prever tratamento da extensão da concessão nos casos que envolverem consórcios, pois pode haver ou não a adesão de todos os consorciados responsáveis pela Concessão dos empreendimentos.

Parcialmente aceita Todos os consorciados deverão aderir à repactuação, pois o mecanismo será aplicado na usina e não em parcela da usina do consórcio.

EDP 49. Restringir a participação ao período de contratação da reserva vinculado ao prazo estabelecido no Contrato de Acordo de Adesão.

Parcialmente aceita O prazo de uso da reserva estará especificado no termo de repactuação e se estenderá até o fim da outorga original.

EDP 50. Tratar casos específicos como:

1) Situação na qual o CCEAR tem seu termo final após o término do prazo da concessão; questiona se haverá indenização ao término da concessão ou assunção, de direitos e deveres, pelo eventual novo concessionário.

2) Situação na qual o montante contratado em CCEAR aumentará a partir de 2017, ou seja, para os anos de 2015 e 2016 há parcela da energia contratada nos ACR e ACL, e a partir de 2017 toda a energia estará contratada no ACR.

3) Possibilitar a repactuação do risco hidrológico de usinas que não iniciaram a operação comercial.

Não aceita Casos específicos serão analisados em concreto, sem afetarem a regra geral.

ENERGISA 51. Propor que sejam adotados critérios conservadores no cálculo do prêmio de risco e na formação de uma reserva técnica financeira inicial para fazer frente ao risco, que passa a ser assumido pelos consumidores, com reflexo na

Parcialmente aceita Vide seção III.4 desta Nota Técnica.

A Conta Bandeira será tratada em Audiência Pública específica.





gestão de caixa das distribuidoras.

LIGHT 52. Manifestar o entendimento que o prêmio de risco para a parcela da energia não vinculada ao ACR deveria ser calculado e utilizado apenas para o ano de 2015, situação em que haverá o ressarcimento do deslocamento hidrelétrico ao gerador, mediante extensão do prazo de outorga.

Não aceita Proposta vai contra a MP 688.

LIGHT 53. Propor que na hipótese do custo da contratação de energia de reserva da parcela da usina não contratada no ambiente regulado ser superior a receita proveniente da geração das usinas de reserva, essa diferença negativa seja ressarcida ao gerador mediante extensão do prazo de outorga, através da mesma metodologia de cálculo e contratação aplicável ao ressarcimento do deslocamento hidrelétrico ocorrido em 2015.

Não aceita Não há previsão legal na MP 688/2015 para operacionalização da proposta apresentada.

LIGHT 54. Expurgar do cálculo do fator de ajuste do MRE (GSF) os riscos não hidrológicos representados pela geração fora da ordem de mérito e da importação de energia elétrica, incorporando tais disposições nos contrato de repactuação de risco hidrológico como verdadeira condição de eficácia para o instrumento.


LIGHT 55. Propor que seja garantido de forma expressa nos contratos a garantia de proteção ao rateio do ajuste do GSF de agentes que detenham ações judiciais para aqueles que repactuarem o risco hidrológico.

Não aceita Matéria fora do escopo desta Audiência Pública.

TRACTEBEL 56. Apresentar minutas de termo aditivo, para fins de extensão do prazo de vigência e do período de fornecimento dos seguintes contratos:

1) CCEAR em leilões de energia existente; 2) CCEAR em leilões de fontes alternativas; 3) Contratos bilaterais anteriores à Lei 10.848/2004; e 4) Contratos no ãmbito do Proinfa.

Não aceita Não é necessário especificar o contrato base.

TRACTEBEL 57. Alterar na minuta de aditivo ao CCEAR a redação da Cláusula xx.1 da Cláusula Segunda para, ao invés de tratar a extensão do CCG como condição de eficácia de vigência do contrato, impor ao comprador a obrigação de formalizar o aditivo ao CCG junto com o aditivo ao CCEAR, cabendo à ANEEL

Não aceita O modelo utilizado de CCEAR é o mesmo dos leilões.





fazer valer tal obrigação.

TRACTEBEL 58. Manifestar o entendimento de que a minuta de aditivo ao Contrato de Concessão e a minuta de Resolução Autorizativa devem expressamente ratificar os direitos já detidos pelos agentes que aderirem à repactuação, não podendo prejudicar ou limitar qualquer outro direito de prorrogação ou renovação pré-existente.

Não aceita Não foi apresentada proposta de redação para alteração das minutas encaminhadas à Audiência Pública.

Também não foi apresentada justificativa se a redação proposta enseja qualquer prejuízo aos agentes.

ÚNICA 59. Manifestar o entendimento de que os impactos referentes ao Fator GSF devem ser restringir aos agentes envolvidos o tema e quem usufrui do benefício institucional de tal mecanismo. Entende ainda que suas associadas não podem ser prejudicadas pelas liminares obtidas por terceiros na justiça no curso de ações judiciais das quais não fizeram parte via rebatimento no mecanismo de rateio de inadimplência.

Não considerada Matéria fora do escopo desta audiência pública.





APINE / CPFL / Duke

Contratos diferentes dos CCEARs - a vinculação do lastro do contrato à usina participante do MRE pode se dar por meio de contratos diferentes dos CCEARs

Já considerada

O critério de elegibilidade para repactuação no ACR (§ 1° do art. 1°) não está restrito aos CCEARs.

Detalhes sobre o critério de elegibilidade para repactuação o ACR podem ser encontrados na subseção III.1, III.3 da Nota Técnica n° 238/2015-SEM-SRG/ANEEL.

APINE

Repactuação facultativa para cada contrato e para cada usina

Já considerada

O parágrafo único do art. 9° dispõe que o agente deverá encaminhar lista discriminando as usinas hidrelétricas que terão seus contratos repactuados e o montante associado à repactuação.

APINE / COPEL / ABRAGE / ABRAGEL /

CEEE / CESP

Repactuação de usinas com comprovação de lastro misto ou não identificável.

Não aceita

Isso evita a repactuação de contratos no ACR com lastro genérico, misto ou não identificável, cuja precificação envolve estratégias de portfólio, e não apenas risco hidrológico. Essas estratégias não possuem relação com a definição do prêmio de risco pela área técnica. Contratos dessa natureza permitem que uma mesma planta possa ser citada como lastro em vários contratos (ou vários produtos com durações distintas) e também que um mesmo contrato (ou mesmo produto) misture em seu lastro plantas geradoras com outorgas distintas e fontes diversas.

Qualquer regra de proporcionalização, conforme proposto pela APINE, exige uma nova Audiência Pública.





APINE / COPEL / ABRAGE / CEEE / ABCE /

CESP / AES Tietê

Contratos de energia no ACR com prazo final antes de 31/12/2016. COPEL sugere que o deslocamento de 2015 seja pago pelo vencedor da licitação das concessões com vencimento até 31/12/2016

Não aceita

O caput do art. 1° é claro ao dispor que O risco hidrológico suportado pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do MRE poderá ser repactuado pelos geradores, desde que haja anuência da Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel, com efeitos a partir de 1o de janeiro de 2015, mediante contrapartida dos agentes de geração hidrelétrica.

O regulamento em AP define exatamente os critérios que a ANEEL deve definir, como anuente da repactuação.

Ademais, o critério de elegibilidade somente endereça ao tipo de repactuação passível para deterrminada usina. Assim, usinas não elegíveis pelas regras do ACR poderão optar pelas condições do ACL.

APINE / COPEL / CEMIG / ABRAGE / CEEE / ABCE

Repactuação das usinas que tiveram possibilidade de renovação, nos termos da Lei n° 12.783/2013.

Não aceita

O novo regime jurídico comercial proporcionado pela Lei n° 12.783/2013 tem como um dos seus pilares, a transferência do risco hidrológico aos consumidores.

Não por outro motivo, as usinas que aderiram à renovação nos termos da Lei n° 12.783/2013 (usinas cotistas) tem o seu risco hidrológico alocado aos consumidores.

O consumidor poderia estar se beneficiando desde 2013 com o ingresso dessa energia ao regime de cotas e teria arcado com o risco hidrológico desde então. Agora que as outorgas desses agentes têm vencimento próximo, não haveria vantagem para o consumidor numa





repactuação retroativa a 2015, a qual, ainda por cima, postergaria ainda mais o ingresso dessa energia ao regime de cotas.

APINE / Excelência Energética / DME

Energética / Cia Geração de Energia Pilão

Concessões compartilhadas - como será feita a extensão de prazo no caso de outorgas compartilhadas, uma vez que o prazo de extensão poderá ser diferente entre os diversos concessionários.

Não aceita

A repactuação deverá estar vinculada a cada outorga de usina hidráulica, não havendo possibilidade de compartilhamento.

A extensão será atribuída à outorga existente, devendo todos os agentes que compõe determinada outorga aceitar de forma conjunta a repactuação.

Qualquer tipo de compartilhamento inviabilizaria a atual proposta, pela impossibilidade de prorrogação da outorga de forma particionada.

APINE / COPEL / CEMIG / CPFL / Brasil PCH /

ABRAGE / Atiaia Energia / ABRAGEL / CEEE /

Brookfield / Excelência Energética / DME

Energética / ESBR / Cia Geração de Energia Pilão

Prêmio de risco no ACR

Parcialmente aceita

(novo critério)

Detalhes sobre o prêmio de risco no ACR podem ser encontrados na subseção III.4 da Nota Técnica n° 238/2015-SEM-SRG/ANEEL..





APINE / COPEL / CEMIG / CPFL / EDP / ABRAGE /

CEEE / Brookfield

Taxa de desconto

Aceita

(taxa de desconto de 9,63% a.a.)

Detalhes sobre taxa de desconto podem ser encontrados na subseção III.4 e III.7 da Nota Técnica n° 238/2015-SEM-SRG/ANEEL.

APINE / COPEL / CPFL / ABRAGE / CEEE / ABCE /

AES Tietê

Ressarcimento de 2015 no ACR (modificação do §2º, Art. 4º) para permitir a extensão da outorga e não dos contratos regulados.

Aceita

A proposta estava fundada no empoderamento da ANEEL como anuente da repactuação. Todavia, há contratos com vedação legal expressa de prorrogação (bilaterais). A ANEEL não poderia estender esses contratos.

APINE / COPEL

Atualização monetária do prêmio de risco e do ativo regulatório - o descasamento entre os índices de atualização do Prêmio de Risco e do Ativo Regulatório trará inconvenientes contábeis para a completa amortização do Ativo.

Não aceita

O prêmio de risco e o ativo regulatório possuem natureza distinta.

APINE / Light / CPFL / EDP / ABRAGE / CEEE

Limite de contratação da reserva existente, estimado em 12% (§1º do art. 5º). Alegam que o valor é elevado.

Parcialmente aceita

Como alternativa propõe-se que o montante de reserva existente adquirida seja balizador para a compra da reserva incremental (futura).

Detalhes sobre o limite de contratação podem ser encontrados na subseção III.2 Nota Técnica n° 238/2015-SEM-SRG/ANEEL.

Contratação de energia de reserva incremental com vinculação a energia de reserva existente Não aceita

Detalhes sobre o limite de contratação podem ser encontrados na subseção III.2 da Nota Técnica n°





APINE / COPEL / CPFL

238/2015-SEM-SRG/ANEEL.

APINE / COPEL

Eliminar o risco de inadimplência do MCP da liquidação da energia de reserva

Não aceita

A Conta de Energia de Reserva e as regras de mercado dispõe de mecanismos para mitigar e recuperar a eventual inadimplência no MCP, não sendo necessário trazer excepcionalização para os geradores que passarão a ser usuários da energia de reserva.

APINE / COPEL / CEMIG / Light / CPFL / Duke /

ABRAGE / CEEE / ABCE / Excelência Energética / AES Tietê / Cia Geração

de Energia Pilão

Ressarcimento de 2015 para energia não contratada no ACR (art. 7°). Alegação de que a proposta apresentada pela ANEEL está em desacordo com o que foi definido pelo poder público na MP 688/2015, que para o ano 2015, no que se refere à apuração do valor do ressarcimento ao gerador, não fez nenhuma distinção da energia contratada no ACR da energia não contratada no ACR

Não aceita

Detalhes sobre o ressarcimento para a energia não contratada no ACR podem ser encontrados na subseção III.7 da Nota Técnica n° 238/2015-SEM-SRG/ANEEL.

APINE / COPEL / Aliança / Light / Duke / ABRAGE /

ABRAGEL / CEEE / ABCE / AES Tietê

Tratamento das ações judiciais Necessidade de tratamento adequado para as ações judiciais residuais (ou seja, relativamente às empresas que não aderirem à repactuação), de modo que os efeitos das mesmas não recaiam sobre os geradores que aderirem à proposta (tanto no ACR quanto no ACL).

Não aceita

Não existe mecanismo que permita à ANEEL tratar as decisões judiciais, dado que o conteúdo dessas decisões pode extrapolar o poder normativo da ANEEL.

A pretensão aqui colocada é transferir o custo das decisões judiciais para os credores do mercado de curto prazo que também são agentes da CCEE e que podem conseguir decisões liminares contrárias, contra as quais a ANEEL não poderá ser insurgir.

Assim, entendemos não haver mecanismos que permitam à ANEEL blindar os agentes dos efeitos das





ações judiciais dos agentes que optarem por não aderir à repactuação.

APINE

Previsão de desistência das ações pelo grupo econômico Inconstitucionalidade da previsão na MP 688 inviabilizando o seu direito constitucionalmente assegurado, de acesso à Justiça Não considerada

Essa previsão consta explicitamente na MP 688 e, portanto, a ANEEL não dispõe de meios para alterar essa previsão.

APINE

“Art. 9º O processo de repactuação do risco hidrológico com vigência a partir da competência de janeiro de 2016 e que permitira o ressarcimento do resultado do ano de 2015, observara os seguintes prazos”. I - O agente gerador hidráulico devera apresentar ate 15 (quinze) dias após a publicação da Resolução, manifestação de interesse na repactuação do risco hidrológico. II - A ANEEL publicara , em ate 15 (quinze) dias após a manifestação do interesse, Despacho listando os contratos e usinas elegíveis para repactuação no ambiente de contratação regulada e livre. III – O contrato de adesão para repactuação do risco hidrológico devera ser assinado ate 15 (quinze) dias após a publicação do Despacho. § 1º. A manifestação de interesse e o contrato de adesão deverão ser acompanhados de lista discriminando as usinas hidrelétricas que terão seus contratos repactuados, o montante associado a repactuação e a estrutura do grupo econômico com o objetivo de aferir o requisito do §9° do art. 1° da Medida Provisória n° 688, de 2015. § 2º Para os agentes que possuam ação judicial em curso na

Não aceita






qual requeiram isenção ou mitigação de riscos hidrológicos relacionados ao MRE, a eficácia do contrato de adesão para repactuação do risco hidrológico ficará suspensa até que seja homologado, em juízo, o requerimento de extinção do processo com resolução do mérito. § “2º O requerimento de extinção do processo com resolução do mérito deverá ser protocolado pelo agente de geração no prazo de 10 dias após a conversão da Medida Provisória n. 688/2015 em lei.”

IEP

As compensações devem se limitar à extensão do contrato e do prazo de outorga no ACR conforme descrito no item III.4 da NT 183/2015 Não aceita

As compensações previstas na minuta de Resolução seguem a previsão da MP 688.

CCEE

Art.1º (....) §3° Não são elegíveis para repactuação do risco hidrológico as usinas passíveis de prorrogação, nos termos da Lei n° 12.783, de 11 de janeiro de 2013 e as usinas hidrelétricas que tiveram seu direito à energia secundária cedido.

Não aceita

A Nota Técnica traz novas possibilidades de ressarcimento com diferenciados prêmios de risco.

Nessas possibilidades estão previstos produtos para os quais não existe cessão da energia secundária, o que permitirá a adesão de usinas hidrelétricas com direito à energia secundária cedido.

CCEE

Art. 2º § 3° A opção pela repactuação deverá ser protocolada pelo agente gerador até outubro do ano anterior ao início do período de suprimento do contrato de venda nos casos de empreendimentos em fase de implantação, ressalvado o disposto no art. 9 8º

Não aceita.

Proposta final com aprimoramentos conforme Anexo I.

CCEE

Art. 2º § 1º O gerador assinará termo contrato de adesão, conforme Anexo I, definindo a proporção da energia vendida sujeita à repactuação.

Não aceita.






CCEE

Art. 3º Parágrafo único. Caso a usina hidrelétrica seja excluída desligada do MRE por opção do gerador hidráulico ou de forma compulsória pela ANEEL o montante do risco hidrológico a ser transferido aos consumidores será zero, mantido o pagamento do prêmio de que trata o art. 2º durante o período em que durar o desligamento a exclusão.

Não aceita.


CCEE

Inclusão na resolução das eventuais alterações na REN 337/2008, acerca da contratação de energia de reserva.

Aceita

A minuta final contemplará a Resolução da repactuação (4ª fase da AP 32/2015) e alterações da REN 337/2008 (3° fase da AP 32/2015).

CCEE

Art. 5º A repactuação do risco hidrológico no Ambiente de Contratação Livre se dará por meio de pagamento de prêmio de risco equivalente à assunção dos direitos e obrigações vinculados à capacidade existente de energia de reserva de que trata o art. 3°-A da Lei n° 10.848, de 2004. § 1º O gerador assinará termo contrato de adesão, conforme Anexo II, especificando o montante da energia de reserva existente destinada ao seu uso, correspondente, no mínimo, à participação de sua garantia física no total de garantia física hidráulica elegível para essa modalidade de repactuação.

Não aceita.


CCEE / Excelência Energética / Cia Geração

de Energia Pilão

Art. 6° A repactuação prevista no art. 5 4° é requisito indispensável para participar de leilões específicos para contratação de capacidade incremental de energia de reserva, nos termos do inciso II do §4° do art. 1° da Medida Provisória n° 688, de 2015.

Não aceita.


Art. 8º O ressarcimento da contratação da capacidade Não aceita. Proposta final com aprimoramentos conforme Anexo I.





CCEE

incremental de energia de reserva, de que trata o art. 6 5º, e dos resultados de 2015, de que trata o art. 5 6º deverão observar:

CCEE

Art. 9º O processo de repactuação do risco hidrológico com vigência a partir da competência de janeiro de 2016 e que permitirá o ressarcimento do resultado do ano de 2015, observará os seguintes prazos. II - A ANEEL publicará, em até 15 (quinze) dias após a manifestação do interesse, Despacho listando os contratos, e usinas elegíveis, por agentes geradores, inscritos no CNPJ/MF sob o nº, por Código Único de Empreendimentos de Geração – CEG e nome dos ativos das usinas elegíveis para repactuação no ambiente de contratação regulada e livre, e determinando à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE que realize a contabilização e a liquidação financeira sem considerar Os efeitos das liminares/tutelas antecipadas deferidas em favor dos agentes geradores, independentemente da extinção do processo com resolução do mérito.

Não aceita.


CCEE

Art. 9º O processo de repactuação do risco hidrológico com vigência a partir da competência de janeiro de 2016 e que permitirá o ressarcimento do resultado do ano de 2015, observará os seguintes prazos. III – O termo contrato de adesão para repactuação do risco hidrológico deverá ser assinado até 15 (quinze) dias após a publicação do Despacho.

Não aceita.


CCEE

Inclusão de artigo: Art. X Até que se proceda à alteração algébrica das Regras de Comercialização e dos Procedimentos de Comercialização aplicáveis, a CCEE fica autorizada a efetuar a operacionalização da restituição dos montantes financeiros excedentes por meio de Mecanismo Auxiliar de Cálculo - MAC.

Não aceita.






CCEE

Método de apuração do valor de repasse do risco hidrológico para os distribuidores (proposta 1). Menor impacto operacional

Aceita

Método refletido no Anexo I.

COPEL / CEMIG / Aliança / Light / CPFL / Duke /

ABRAGE / CEEE / ABCE / ESBR

As contribuições apresentam leves variações, mas, em resumo tem o seguinte conteúdo textual, sem apresentação de dados para comprovar a tese. A frustração da energia hidrelétrica no atual cenário não está compreendida no risco hidrológico que os geradores assumem por força de lei, mas sim decorre de fatos do príncipe, dentre os quais destacam-se: (i) geração térmica fora da ordem de mérito; (ii) geração de reserva e (iii) importação de energia. No mesmo sentido, com todo respeito, refutamos o contido no Voto do Diretor Relator do processo 48500.00621/2014-19, que ensejou a instauração desta AP, no que diz respeito ao entendimento de que as intervenções acima descritas fazem parte da álea ordinária do gerador hidrelétrico e que poderiam, portanto, ter

sido previstos e precificados.

Não aceita

Os pedidos administrativos interpostos pela Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica – APINE e pela Associação de Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica – ABRAGE, que tinham como mote a alegação de que os níveis de GSF atuais estavam relacionados a fatores não hidrológicos, foram negados, no mérito, em análise da Diretoria Colegiada da ANEEL (Despacho n° 2.721/2015).

Não houve recurso contra o despacho.

COPEL

Conforme acima mencionado, a documentação até então disponibilizada não fornece elementos suficientes para a adequada compreensão do alcance da proposta de Repactuação do Risco Hidrológico, não havendo, deste modo, como o gerador realizar uma análise adequada da proposta, não sendo possível, via de consequência, tomar-se uma decisão a respeito da adesão, ou não, à proposta de repactuação.

Não considerada

O processo encontra-se em sua 4ª fase, contendo diversos documentos e elementos (minutas de resolução, aditivos a contratos de concessão e termo de cessão do risco hidrológico).

Ademais, não existe nada “acima mencionado” na contribuição da COPEL, relativo à falta de elementos para adequada compreensão do alcance da proposta.

COPEL Risco da conversão da Medida Provisória 688/2015 em Lei.

Não considerada Medida Provisória tem força de lei e vigência imediata e, portanto, independe de sua conversão em Lei para





produzir seus efeitos.

COPEL / ESBR

Utilização da sazonalização real (efetivamente realizada pelos geradores) para definição do deslocamento hidrelétrico

Não aceita

O risco repactuado deve se restringir ao deslocamento hidrelétrico e, portanto, ficar imune às estratégias de comercialização dos agentes hidrelétricos.

COPEL / CEMIG / Aliança / CPFL / EDP / ABRAGE /

CEEE

Parâmetros para a amortização do valor de ressarcimento. CFURH, RGR, Prêmio de Risco, TUSD/TUST, IR, CSLL.

Parcialmente aceita

Detalhes sobre os parâmetros para a amortização do ressarcimento podem ser encontrados na subseção III.7 da Nota Técnica n° 238/2015-SEM-SRG/ANEEL.

COPEL

Constituição de ativo regulatório no ACR Possibilidade de o gerador optar pela prorrogação da outorga com contrato de energia no ACR.

Aceita

Propomos acatar a contribuição, permitindo a contratação no ACR, de modo a assegurar a securitização do ativo pelos agentes.

COPEL / Aliança / Light / CPFL / EDP / Duke /

ABRAGE / CEEE / ABCE / AES Tietê / ABIAPE

Prazo para contratação da energia de reserva existente.

Não aceita

Detalhes sobre o prazo para contratação da energia de reserva existente podem ser encontrados na subseção III.2 da Nota Técnica n° 238/2015-SEM-SRG/ANEEL.

CEMIG / ABRAGE / ABIAPE

Prêmio de risco no ACL Alegação de que o prêmio de risco do ACL deve ser aderente ao custo “puro” da energia de reserva, cujos direitos e obrigações seriam assumidos pelo gerador, sem a inclusão de itens adicionais, que digam respeito à administração da CONER, tais como o “Fundo de Garantia para Operacionalização da Contratação da Energia de Reserva”.

Não aceita

O prêmio de risco no ACL envolve todos os custos inerentes à operacionalização da conta de energia de reserva. Segregar os custos que fazem parte da conta de energia de reserva para diminuir seu custo desvirtuam o método de repactuação no ACL.





Aliança

Tratamento para usinas que tiveram alteração de titularidade em 2015

Não aceita

As questões de direitos e obrigações de transferência de titularidade devem estar previstas nos acordos bilaterais de compra e venda, não cabendo regulamentação.

Light / COPEL

Condições mínimas para tomada de decisão necessidade de que todos os valores envolvidos neste processo, conforme condições gerais estabelecidas pela MP 688/2015 e regulamentação proposta nesta e na 2ª fase da AP 032/2015, sejam previamente conhecidos pelos agentes.

Não aceita

As condições de repactuação estão claramente definidas nos documentos já disponibilizados nas 4 fases da AP 32/2015. Os agente de geração tem plenas condições de simular os valores envolvidos no processo relativos às suas outorgas e adotar suas decisões.

CPFL / EDP / Brasil PCH / Atiaia Energia / ABRAGEL / Excelência Energética / APINE / Cia Geração de

Energia Pilão

Continuidade do pagamento de prêmio para usina fora do MRE. Sugestão da EDP – manutenção do pagamento do prêmio para usinas que optarem pela saída do MRE e suspensão do pagamento no caso de saída compulsória (REN 409/2010).

CPFL

Art. 9ª O processo de repactuação do risco hidrológico com vigência a partir da competência de janeiro de 2015, e que permitirá o ressarcimento desde aquela competência, observará os seguintes prazos.

Não aceita

A repactuação (prêmio vs risco) de fato ocorrerá a partir de janeiro de 2016, sendo o resultado da competência de 2015 uma retroação dos efeitos já conhecidos (prejuízo para o consumidor) dessa repactuação.

EDP

Art. 2° A repactuação do risco hidrológico no Ambiente de Contratação Regulada se dara dar-se-a mediante pagamento de PREMIO DE RISCO pelo gerador, definido como o custo a ser suportado pelos agentes de geração, em virtude da repactuação do RISCO HIDROLOGICO. e equivalente a: O PREMIO DE RISCO será aplicado em patamares, de acordo com a situação hidrológica verificada no período, nos seguintes termos:

Não aceita

A conjugação se dará está correta. A possibilidade de aplicação do prêmio de risco em patamares não foi aceita. Detalhes sobre os prêmio de risco podem ser encontrados na subseção III.4 da Nota Técnica n°





(a parte da contribuição referente ao prêmio de risco está abrangida na parte prêmio de risco no ACR).

238/2015-SEM-SRG/ANEEL.

EDP

§ 2° O PREMIO DE RISCO devera ser pago a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifarias – CCRBT, observadas as seguintes condições: I – o valor do PREMIO DE RISCO cera___2 calculado a partir da atualização do preço de venda a janeiro de 2015, conforme índice estabelecido no contrato; e II – o PREMIO DE RISCO será atualizado em janeiro de cada ano de acordo com a variação do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD Teto pela variação do índice estabelecido no contrato. (....) (INSERIR) § 4° Para o período de amortização necessário para o ressarcimento de que trata o artigo 4o, o valor do Premio de Risco cera___2 de R$ 4,12/MWh, correspondente a media aritmética dos prêmios de risco dos incisos I, II e III do caput deste artigo.

(INSERIR) § 5° Para fins de aplicação dos patamares de Premio de Risco previsto nos incisos I, II e III do caput deste artigo, considerar-se-ão os valores do Custo Marginal de Operação – CMO.

Não aceita

A vinculação do prêmio de risco ao limite máximo do PLD apesar de pertinente, considerando que o risco será maior quanto maior for esse limite, traz o inconveniente da imprevisibilidade. O PLDmáx é atualizado anualmente e na transição de 2014/2015 seu valor foi reduzido pela metade, o que acabou também reduzindo o pela metade o risco associado ao GSF.

EDP

(INSERIR) § 6° Os contratos de concessão e os atos autorizativos serão alterados para permitir que, quando do termino do prazo de outorga, a renovação poderá contar com a repactuação do risco hidrológico de que trata esta resolução, a critério do agente de geração.

Não aceita

O processo de repactuação que envolver a necessidade de extensão da outorga implicará na abertura de um processo específico para essa extensão.





EDP

1° O gerador assinara contrato de adesão, conforme Anexo II, especificando, por sua conta e risco, o montante da energia de reserva existente destinada ao seu uso.

Parcialmente aceita

Aceita a colocação do termo “por sua conta e risco”. (A contribuição referente à participação mínima está contemplada no item “limite de contratação da energia existente.”)

Brasil PCH / Atiaia Energia / ABRAGEL

Critério de elegibilidade dos contratos do PROINFA

Parcialmente aceita

Detalhes sobre a participação do PROINFA na repactuação do ACR podem ser encontrados na subseção III.6 da Nota Técnica n° 238/2015-SEM-SRG/ANEEL.

Brasil PCH

Repactuação no PROINFA com base na revisão do preço contratual.

Não aceita

A MP 688 definiu expressamente como se dará o pagamento do prêmio pela repactuação (pagamento à CCRBT).

Brasil PCH / ABRAGEL

Tratamento dos efeitos de eventual revisão ordinária da garantia física.

Não aceita

Detalhes sobre a eventual revisão ordinária de garantia física podem ser encontrados na subseção III.6 da Nota Técnica n° 238/2015-SEM-SRG/ANEEL.

ABRAGE / CEEE

Hipótese de a ANEEL não enquadrar na proposta de repactuação do risco hidrológico no ACR os contratos celebrados cujo encerramento do vínculo ocorra nos anos de 2016, 2017 e 2018

Não aceita

O limite temporal definido na minuta colocada em AP foi de 31/12/2016.

ABRAGE / CEEE

Risco judicial da CONER

Não aceita

Não há como regular judicial, pois a ANEEL não tutela o judiciário.





ABRAGE / CEEE / CPFL

Incorporação na formulação do deslocamento hidrelétrico a exposição residual a diferença de preços

O cálculo do risco hidrológico tranferido deve observar também o ressarcimento pela eventual não cobertura da exposição residual do MRE (recebimento de alocada em outro submercado e que não tenha excedente financeiro suficiente para a cobertura)

Não aceita

Não foi considerado no prêmio de risco.

ABRAGE / CEEE Data base do prêmio de risco Não aceita

O prêmio de risco está calculado na base janeiro de 2015.

CEEE Cláusula de eficácia 2/3 do MRE Aceita

Cláusula excluída.


Art. X. Ao final do termo original da concessão, inclusive nas concessões compartilhadas, eventual transferência da concessão para terceiros irá respeitar integralmente os direitos dos concessionários, incluindo eventuais prorrogações de prazo final de concessão no âmbito da MP 688.

Não aceita

A questão de concessões compartilhadas já foi justificada em item anterior.

Excelência Energética / DME Energética / Cia


Art. 9º O processo de repactuação do risco hidrológico com vigência a partir da competência de janeiro de 2016 e que permitirá o ressarcimento do resultado do ano de 2015, observará os seguintes prazos. I - O agente gerador hidráulico deverá apresentar até 30 (trinta) dias após a publicação da Resolução, manifestação de interesse

Parcialmente aceita

Prazo final em 14 de dezembro de 2015 ou 30 de setembro do ano anterior para repactuações futuras.

𝑇𝑅_𝑅𝐼𝑆𝑝 ,𝑐 ,𝑚 = 𝐹𝑐 ×𝑀𝑂𝑇_𝐶𝑉𝑅𝑚 ,𝑐

× ∑ 𝐺𝐹𝐼𝑆2𝑝 ,𝑟 ,𝑤′ − 𝐺𝐹𝐼𝑆3𝑝 ,𝑟 ,𝑤′ × 𝑃𝐿𝐷𝑝 ,𝑟 ,𝑤

𝑟 ,𝑤∈𝑚

−∑𝐷𝑆𝐸𝐶𝑝 ,𝑠,𝑟 ,𝑤′ × (𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑟 ,𝑤 − 𝑇𝐸𝑂𝑝 ,𝑚)

4

𝑠=1

×1

𝑄𝑀_𝐺𝐹𝑝 ,𝑚′

+1

𝑀𝐺𝐹𝐼𝑆𝑝 ,𝑚𝑝∈𝑎𝑝∈𝑃𝑀𝑅𝐸

× 𝐸𝐹_𝑁_𝐿𝐹𝑎 ,𝑚





na repactuação do risco hidrológico.

DME Energética

Art. 9° (...) Parágrafo único. A manifestação de interesse e o contrato de adesão deverão ser acompanhados de lista discriminando as usinas hidrelétricas que terão seus contratos repactuados, o montante associado à repactuação e a estrutura do grupo econômico com o objetivo de aferir o requisito do §9° do art. 1° da Medida Provisória n° 688, de 2015. I – Para fins do disposto no parágrafo único do artigo 9º, considera-se integrante do mesmo grupo econômico empresa que possua participação acionária de no mínimo 60% do capital social de outra empresa; ou grupo econômico constituído nos termos do artigo 265 e seguintes da Lei 6.404/76.

Parcialmente aceita

Critérios definidos conforme Anexo I.

ESBR

Regra especial para empreendimentos estruturantes

Não aceita

Todas as regras especiais para os projetos estruturantes (exemplo o art. 19 do Dec. 5.163/2004 e garantia física plena por unidade geradora até a unidade base de motorização) foram previstas no edital de licitação dessa usinas. A questão do GSF isoladamente não traz percepção de risco diferenciado para os projetos estruturantes.

ESBR

Regra especial para os geradores que foram obrigados a vender 100% de sua garantia física nos leilões de energia nova.

Não aceita

Não existe obrigação de o agente gerador vender 100% de sua garantia física. Na hipótese de algum ente financiador trazer tal exigência, é lógico que o preço de venda pactuado deve refletir o risco associado à venda de 100% da GF, dado que isso maximiza o risco de perdas para GSFs reduzidos.

ESBR Possibilidade de renovação do acordo de repactuação do risco hidrológico a cada cinco anos. Não aceita

A repactuação do risco deve ser opção irretratável até o término da Concessão, dado que o agente, ao dispor de





intervalo de cinco anos, poderia dispor de elementos para optar pela repactuação somente nos períodos com maior previsão de Gafes reduzidos. No âmbito desse processo, de acordo com o histórico de operação, períodos de 2 a 4 anos com GSFs reduzidos são esperados, devido à necessidade de recuperação dos reservatórios após uma crise hídrica.

ABIAPE

A questão carece de soluções estruturais. Para tanto, a ABIAPE considera essencial o encaminhamento do processo 48500.003224/2015-53, cuja implantação deve ser realizada de forma independente à proposta discutida nesta AP.

Não aceita

A solução estrutural para a situação do GSF foi trazida pela MP 688/2015. O assunto tratado no processo citado se refere a cumprimento de decisão judicial que será avaliado pela ANEEL naquele processo.

ABRADEE A ABRADEE reitera as contribuições da demais fase da AP.

Não aceita Contribuições respondias no Relatório de Análise de Contribuições da 2ª fase da AP`32/2015.

Documents

Nota Técnica nº 238/2015–SRM-SRG/ANEEL