Nota Técnica no 281/2016–SRM/ANEEL · * A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. Nota Técnica

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

Nota Técnica no 281/2016–SRM/ANEEL

Em 14 de dezembro de 2016.

Processo: 48500.004717/2015-19 Assunto: Resultado da Audiência Pública AP

67/2016, realizada para colher subsídios às propostas de alteração nas Regras de Comercialização de Energia Elétrica - versão 2017.1.0.

I. DO OBJETIVO

1. Apresentar a análise das contribuições da Audiência Pública AP 67/2016, realizada para colher subsídios às propostas de alteração nas Regras de Comercialização de Energia Elétrica – REGRAS, apresentadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE (Versão 2017.1.0), com validade a partir da contabilização das operações de compra e venda de energia referentes ao mês de janeiro de 2017.

II. DOS FATOS

2. Por meio das Resoluções Normativas (RENs) 428, de 15/3/2011, 456, de 18/10/2011, e 511, de 23/10/2012, foram aprovados 23 módulos que compõem as REGRAS aplicáveis ao Novo Sistema de Contabilização e Liquidação (NSCL). As RENs 578/2013, 601/2014, 619/2014 e 637/2014, promoveram alterações a essas REGRAS.

3. Em 31/3/2016, a CCEE encaminhou a proposta de Regras de Comercialização versão 2017.1.0. Em conjunto, encaminhou proposta de regras da repactuação do risco hidrológico, decorrente das alterações promovidas pela Lei n° 12.783/2015, regulamentada pela Resolução Normativa n° 684/2015.

4. Em 17/5/2016 foi publicada a Resolução Normativa n° 719, que, dentre outros, aprovou alterações em diversos módulos das REGRAS, relacionadas aos anos de 2014, 2015 e 2016.

5. Por meio do Ofício n° 132/2016-SRM/ANEEL, de 17/5/2016, foi solicitado à CCEE para reencaminhar a proposta de regras, considerando as alterações resultantes da Resolução Normativa n° 719/2016.

(Fl. 2 da Nota Técnica no 281/2016–SRM/ANEEL, de 14/12/2016)


6. Por meio da correspondência CT-CCEE-2139, de 25/8/2016, a CCEE reencaminhou o conjunto de REGRAS, versão 2017.1.0, que contempla determinações regulatórias e aprimoramentos, que estarão vigentes a partir de 2017, na forma dos seguintes módulos:

a) Medição Contábil; b) Mecanismo de Realocação de Energia; c) Contratos; d) Comprometimento de Usinas; e) Consolidação de Resultados; f) Penalidade de Energia; g) Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST; h) Reajuste dos Parâmetros da Receita de Contrato de Comercialização de Energia no

Ambiente Regulado (CCEAR); i) Receita de Venda de CCEAR; j) Contratação de Energia de Reserva; k) MCSD; l) Votos e Contribuição Associativa; m) Alocação de Geração Própria; n) Regime de Cotas de Garantia Física e Energia Nuclear; e o) Repasse do Risco Hidrológico no ACR (módulo novo); e p) Glossário de Termos.

7. Por meio da correspondência CT-CCEE-2376, de 26/9/2016, a CCEE encaminhou solicitação para correção da expressão algébrica do módulo Comprometimento de Usinas nas versões 2015.1.4, 2016.1.1 e 2016.2.0, aprovadas pela Resolução Normativa n° 719/2016. Pela correspondência CT-CCEE-2428/2016, de 28/9/2016, a CCEE encaminhou novo conjunto de REGRAS de forma a contemplar algumas questões discutidas no processo de análise prévio.

8. Por meio da Nota Técnica 224/2016, de 05/10/2016, a SRM analisou as propostas encaminhadas pela CCEE e propôs a abertura de Audiência Pública - AP, que se deu por meio da AP 067/2016, na modalidade Intercâmbio Documental, no período de 13/10/2016 a 11/11/2016, com vistas a se obter subsídios às propostas de alteração nas REGRAS para os temas a seguir especificados na Tabela I.

Tabela I – Resumo das alterações das REGRAS.

Item Tipo de alteração Assunto Módulos das REGRAS

III.1 Regulatória Inclusão dos 6º, 7º e 8º Leilões de Energia de Reserva Contratação de Energia de Reserva e Comprometimento de Usinas.

III.2 Regulatória Adequação da alocação de Cotas de Garantia Física (Lei nº 13.203/2015)

Contratos, Comprometimento de Usinas, Consolidação de Resultados, Receita de Venda de CCEAR, Regime



de Cotas de Garantia Física e Energia Nuclear e Votos e Contribuição Associativa.

III.3 Regulatória Implantação do Tratamento do Risco Hidrológico (Lei nº 13.203/2015)

Mecanismo de Realocação de Energia, Repasse do Risco Hidrológico do ACR e Consolidação de Resultados.

III.4 Regulatória MCSD Energia Existente - Redução de montantes de energia contratados em razão da migração de Consumidores especiais para o ACL - REN 726/2016

MCSD.

III.5 Regulatória Mecanismo de Reconciliação Quadrienal de Contratos de Energia de Reserva - AP nº 42/2016

Contratação de Energia de Reserva.

III.6 Regulatória Alterações na apuração e no tratamento da reincidência dos limites de ultrapassagem da potência injetada para o cálculo do desconto aplicado à TUSD/TUST

Medição Contábil, Cálculo do Desconto aplicado à TUSD/TUST, Penalidade de Energia e Receita de Venda de CCEAR.

III.7 Regulatória Desconto na TUSD/TUST para autoprodução (Lei 13.203/2015)

Cálculo do Desconto aplicado à TUSD/TUST

III.8 Regulatória Redução bilateral de CCEARs - Resolução Normativa nº 711/2016

Comprometimento de Usinas, Consolidação de Resultados, Receita de Venda de CCEAR, Reajuste dos Parâmetros da Receita de CCEAR.

III.9 Aprimoramento Repasse do Alívio Retroativo para as distribuidoras comprometidas com CCGF

Consolidação de Resultados.

III.10 Aprimoramento Alteração da valoração do Ressarcimento de Biomassa e PCHs comprometida com CER para que seja utilizado o preço do ano de apuração

Contratação de Energia de Reserva.

III.11 Aprimoramento Geração fora da ordem de mérito, de usinas comprometidas com CCEAR, classificadas pelo ONS por mais de um motivo, em uma mesma hora

Comprometimento de Usinas

III.12 Aprimoramento Alteração do ponto de aferição dos limites de potência injetada

Medição Contábil.

III.13 Aprimoramento Redefinição da apuração de Alocação de Geração Própria Alocação de Geração Própria e Penalidades de Energia.

III.14 Aprimoramento Limitador na energia entregue à CCEAR-D com inflexibilidade priorizada

Comprometimento de Usinas, Consolidação de Resultados e Receita de Venda de CCEAR.

III.15 Aprimoramento Nova valoração da penalidade de energia especial Penalidades de Energia.

III. DA ANÁLISE

9. O resultado da AP 67/2016 está consubstanciado nesta Nota Técnica, que traduz não somente o entendimento da SRM quanto às REGRAS em exame, como também traz a análise referente às contribuições dos agentes.

10. Foram recebidas 95 contribuições de 24 instituições: Associação Brasileira de Energia Eólica – ABEEÓLICA, Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia Elétrica – ABIAPE, Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres – ABRACE, Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia – ABRACEEL, Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica – ABRAGE, Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa – ABRAGEL, AES BRASIL, Associação dos Produtores Independentes de Energia – APINE, Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, CELESC Distribuição, Associação da Indústria de Cogeração de Energia – COGEN,



COPEL, CPFL Energia, CPFL Energias Renováveis S.A., Energias do Brasil – EDP, Égide Serviços LTDA – ÉGIDE, ENEL GREEN POWER, F/G AGRO LTDA, FURNAS, NEOENERGIA, PETROBRAS, SÃO JOÃO ENERGIA AMBIENTAL S.A., União da Indústria de Cana-de-Açúcar – ÚNICA e VOTORANTIM ENERGIA LTDA.

11. A síntese da análise das contribuições é mostrada na Tabela 1, ao passo que o sumário de contribuições (Anexo II), assim como algumas questões conceituais de grande relevância abordadas estão apresentadas nas subseções que se seguem.

Tabela 1: Síntese da análise de contribuições da Audiência Pública AP 67/2016

# Instituição Aceita Parcialmente Aceita

Não Aceita

Não Considerada

Já Prevista

Total de Contribuições

1 ABEEÓLICA 1 9 1 11 2 ABIAPE 10 2 12 3 ABRACE 1 1 2 4 ABRACEEL 3 3 5 ABRAGE 1 1 2 6 ABRAGEL 1 4 5 7 AES BRASIL 1 1 8 APINE 2 2 9 CCEE 6 6

10 CELESC 2 2 11 COGEN 1 2 3 12 COPEL 1 1 2 13 CPFL 2 2 14 CPFL RENOVÁVEIS 3 3 15 EDP 1 5 1 1 8 16 ÉGIDE 1 1 17 ENEL GP 1 1 18 F/G AGRO 1 1 19 FURNAS 1 1 2 20 NEOENERGIA 5 1 6 21 PETROBRAS 4 4 22 SÃO JOÃO ENERGIA 1 1 23 ÚNICA 1 5 6 24 VOTORANTIM 8 1 9 TOTAL 14 1 70 3 7 95

III. 1. Do cálculo do desconto aplicado à TUSD/TUST

12. O art. 26 da Lei 9.427/1996 passou recentemente por alterações promovidas pelas Leis 13.203/2015, 13.299/2016 e 13.360/2016. O referido artigo, concede a redução não inferior a 50% a ser aplicado as tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e distribuição, incidindo na produção e consumo de energia, às fontes hidráulicas, eólica, solar e biomassa, conforme critérios e condições estabelecidas.



13. Em suma, a comercialização de energia na condição de incentivada ou convencional e especial ou não especial passa a ser viabilizada segundo critérios associados à (i) fonte, (ii) à potência injetada e (iii) a data de participação em leilão ou autorização (a partir de 2016).

“Art. 26 (...)

(...)

§ 1º Para o aproveitamento referido no inciso I do caput deste artigo, para os empreendimentos hidroelétricos com potência igual ou inferior a 5.000 kW (cinco mil quilowatts) e para aqueles com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada, conforme regulamentação da Aneel, incluindo proveniente de resíduos sólidos urbanos e rurais, cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a 30.000 kW (trinta mil quilowatts), a Aneel estipulará percentual de redução não inferior a 50% (cinquenta por cento) a ser aplicado às tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição, incidindo na produção e no consumo da energia: (Redação dada pela Lei nº 13.360, de 2016)

§ 1º-A Para empreendimentos com base em fontes solar, eólica, biomassa e, conforme regulamentação da Aneel, cogeração qualificada, a Aneel estipulará percentual de redução não inferior a 50% (cinquenta por cento) a ser aplicado às tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição, incidindo na produção e no consumo da energia proveniente de tais empreendimentos, comercializada ou destinada à autoprodução, pelos aproveitamentos, desde que a potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja maior que 30.000 kW (trinta mil quilowatts) e menor ou igual a 300.000 kW (trezentos mil quilowatts) e atendam a quaisquer dos seguintes critérios: (Incluído pela Lei nº 13.203, de 2015)

I – resultem de leilão de compra de energia realizado a partir de 1º de janeiro de 2016; ou (Incluído pela Lei nº 13.203, de 2015)

II – venham a ser autorizados a partir de 1º de janeiro de 2016. (Incluído pela Lei nº 13.203, de 2015)

§ 1º-B. Os aproveitamentos com base em fonte de biomassa cuja potência injetada nos sistemas de transmissão e distribuição seja maior que 30.000 kW (trinta mil quilowatts) e menor ou igual a 50.000 kW (cinquenta mil quilowatts) que não atendam aos critérios definidos no § 1º-A, bem como aqueles previstos no inciso VI do caput, terão direito ao percentual de redução sobre as tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição previsto no § 1º, limitando-se a aplicação do desconto a 30.000 kW (trinta mil quilowatts) de potência injetada nos sistemas de transmissão e distribuição. (Incluído pela Lei nº 13.299, de 2016)”

14. Cabe ressaltar que as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão – TUSD/TUST são aquelas relacionadas ao uso das rede de transmissão e distribuição para o transporte de energia no Sistema Interligado Nacional – SIN.

15. As tarifas são cobradas para remunerar as transmissoras e distribuidoras pela disponibilização da rede aos usuários e são calculadas considerando o custo dessas instalações e os montantes de demanda contratados no período de referência, que deve expressar a máxima potência injetada ou consumida.



16. Foi proposto na abertura da Audiência Pública como parâmetro de aferição da potência injetada para fins de concessão de desconto parcial, de que trata o § 1º-B do art. 26 da Lei 9.427/1996, a utilização do Montante de Uso do Sistema de Distribuição e Transmissão – MUSD/MUST.

17. Nas regras algébricas, no Módulo Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST, o fator de proporção do MUSD/MUST (F_MUSDT_30) é utilizada na determinação do valor da garantia física com desconto (GFIS_DT), que por sua vez é o recurso do agente associado ao respectivo percentual de desconto para comercialização de energia incentivada.

18. ABIAPE, ABRACEEL, ABRAGEL, COGEN, CPFL RENOVÁVEIS, EDP, NEOENERGIA, ÚNICA, e VOTORANTIM contribuíram no sentido de que a utilização do MUSD/MUST como parâmetro para aferição da potência injetada não é adequada, uma vez que a contratação realizada pelos agentes pode estar superdimensionada para evitar penalidade de ultrapassagem da contratação. Assim, justificam que o montante de uso contratado não reflete a potência injetada das usinas.

19. Também justificam que a regra proposta pode prejudicar ou penalizar as usinas pela redução da garantia física com direito ao desconto e estimulará a subcontratação da rede. Argumentam ainda que a proposta excede ao estabelecido na Lei, uma vez que a legislação se refere ao termo “potência injetada” no sistema e não ao montante contratado.

20. Entendemos que na regulamentação do art. 26 da Lei 9.427/1996 não é razoável, conforme proposto pelas instituições, a utilização de uma metodologia para a produção, a ser aplicado às tarifas dos geradores, e outra metodologia a ser aplicada somente na comercialização de energia incentivada, e consequentemente no consumo.

21. A contratação de uso das instalações de distribuição e transmissão é responsabilidade dos agentes. Portanto, o seu eventual superdimensionamento para evitar eventuais penalidades e sua consequência no valor do desconto é fruto da gestão do agente no momento de contratar o uso do sistema.

22. A utilização da proposta das instituições na produção, poderia resultar na concessão de desconto completo em uma contratação superdimensionada em valores superiores aos 30MW contratados, o que é limitado por Lei. Em outras palavras, a inobservância do MUSD/MUST permitiria a concessão de desconto sobre o valor da parcela associada à mitigação de risco do agente. E ainda, a proposta apresentada pelas instituições utiliza da geração média mensal ou anual verificada acima dos 30 MWmédios e não potência, como estabelece a Lei.

23. Os valores contratados de uso pelos agentes são utilizados para fins de definição das tarifas TUSD/TUST, assim como o planejamento e otimização dos sistemas de distribuição e transmissão de forma a atender a disponibilidade demandada pelos agentes.

24. Por essas razões, entendemos que deve ser mantida a proposta submetida na abertura da Audiência Pública. Dessa forma, não há prejuízo ou penalidade, uma vez que se garante que não haverá perda do desconto na eventual ultrapassagem dos 30MW de potência injetada. A discussão se delimita ao resultado do benefício concedido, pois se trata da definição do valor proporcional do desconto associada à usina nessa condição.

25.



26. Além disso, como forma de tolerância, ainda se permite a ultrapassagem de três períodos de comercialização à aplicação da ultrapassagem da potência injetada. Neste ponto específico entendemos que há necessidade de discussão em novo processo de Audiência Pública, pois a metodologia para a aferição da potência injetada, seja para concessão de desconto parcial, seja para perda do desconto, deve ser única.

27.

28. Nesse sentido, consideramos que a proposta encaminhada à Audiência Pública é mais aderente à comercialização de energia incentivada e ainda considerando que o desconto se aplica diretamente sobre o montante contratado (MUSD/MUST), entendemos como razoável utilizar a mesma informação para concessão do desconto a que as usinas fazem jus, tanto na sua produção como na comercialização, e consequentemente no consumo.

29. Além disso, considerando as avaliações referentes à contratação do uso, entendemos que o MUSD/MUST não deva ser o único parâmetro observado na no fator de redução da garantia física para fins de desconto na TUSD/TUST (F_MUSDT_30) das Regras de Comercialização. Deve-se observar ainda a maior potência injetada no ponto de conexão do sistema em um período de comercialização no mês de referência.

30. Este novo parâmetro possui relação com o montante de uso faturado, ou seja, caso o agente ultrapasse o montante contratado, deve ser considerado o maior valor entre o contratado e o medido. Assim, evita-se qualquer incentivo à subcontratação do uso da rede, em razão do benefício econômico do subsídio do desconto na tarifa. Dessa forma, incluímos este novo parâmetro na determinação do F_MUSDT_30.

31. Destaca-se ainda os casos de ampliação das usinas, conforme disposto no §3º do art. 2 da Resolução Normativa n° 77/2004, que inicialmente não estava previsto na abertura desta Audiência Pública.

§3º Terá direito ao percentual de redução somente a parcela da ampliação dos empreendimentos de que trata o inciso III que comercialize energia em leilão de energia nova realizado a partir de 1º de janeiro de 2016. (Incluído pela REN ANEEL 745 de 22.11.2016)

32. Conforme já verificado junto à CCEE, não há viabilidade operacional de se implementar nas Regras de Comercialização, com vigência a partir de janeiro de 2017, o tratamento a ser conferido aos agentes que se enquadrem nesta condição. Isso porque há necessidade de definição de critérios específicos, principalmente relacionadas à modelagem e cadastro do ativo, que deve ser aplicado à toda a usina e não somente na parcela associada à ampliação.

33. Assim, propomos que a CCEE encaminhe proposta de Regras de Comercialização, com as definições e critérios necessários, em até 90 dias, de modo a considerar as situações enquadradas no §3º do art. 2 da Resolução Normativa n° 77/2004.

34. Para tanto, como forma de verificação da condição de ampliação, a CCEE deverá observar os atos emitidos pela ANEEL ou MME para participação nos Leilões de Energia Nova a partir de 2016, que conferem explicitamente a parcela de ampliação do empreendimento das respectivas fontes.

35. Também deverá ser observado a nova condição de enquadramento na modelagem do ativo após a ampliação do empreendimento. Assim, deverá ser explicitado na proposta das Regras de Comercialização que a ampliação com direito a desconto será enquadrada como incentivada, especial ou não



especial, com desconto proporcional à ampliação realizada, por exemplo, dentre outras possibilidades que devem ser avaliadas.

36. Outra questão que merece destaque, apesar de não ter havido contribuição sobre o tema, é o critério utilizado pela CCEE para enquadramento do ativo no devido perfil de comercialização de energia. Conforme proposta apresentada a Audiência Pública, a CCEE fará uso do MUSD/MUST para a modelagem do ativo, apresentado na seção 3.6. Anexo VI do Módulo Medição Contábil, de modo a tornar mais explícito o tratamento conferido na modelagem.

“Como a ultrapassagem dos limites da potência injetada alteram o tipo de energia da usina, aplicando o efeito de uma nova modelagem mas sem de fato desmodelar a usina, é necessário que a modelagem original da usina seja no perfil de agente que possua o tipo de energia que corresponda a faixa de potência injetada que a usina atuará. Logo, para definir o tipo de energia da usina e sua respectiva modelagem, a contratação do Montante de Uso do Sistema de Distribuição ou Transmissão (MUSD/MUST) definirá qual a faixa de potência injetada que a usina se enquadra para fins de modelagem. Ressalta-se que o tipo de energia da venda do agente é caracterizada pelo tipo de energia do perfil de agente vendedor. Portanto, se o tipo de energia da usina é modificado pela ultrapassagem dos limites da potência injetada, a venda desta energia deverá ser realizada pelo perfil do agente que corresponda a esse novo tipo de energia.” (grifo nosso)

37. Houve ainda contribuições referentes à necessidade ou não de emissão de novo ato de outorga, de modo a compatibilizar os atos vigentes com o disposto no § 1º-B do art. 26 da Lei 9.427/1996, que concede o desconto parcial para as respectivas usinas que ultrapassarem os 30 MW de potência injetada. A Única também apresentou questionamento sobre o assunto por meio da correspondência Presi 152/20161, de 5/12/2016.

38. Corroboramos o entendimento da Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração – SCG de não ser necessário a compatibilização dos atos de outorga dos empreendimentos que já possuem a concessão de desconto, mesmo que este ato esteja especificado que o desconto se aplica até a potência injetada de 30 MW.

39. Assim, aqueles empreendimentos que atualmente possuem MUSD/MUST acima de 30 MW e menor que 50MW e que estão modelados na CCEE no perfil convencional especial poderão solicitar alteração da modelagem para o perfil de incentivado especial, sem necessidade de novo ato de outorga.

40. Por fim, a Resolução Normativa de aprovação de Regras deve prever a alteração da REN 77/2004 para eximir os agentes da necessidade de alteração dos atuais atos de outorga.

Art. 3º O artigo 1º da Resolução Normativa nº 77, de 18 de agosto de 2004, passa a vigorar com a seguinte redação:

“Art. 1º ........................................................

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

1 Documento Sicnet 84513.032209/2016-00.



§2º Para os empreendimentos de geração cujo ato já contempla percentual de redução na TUST/TUSD, a aplicação da redução, na produção e no repasse para o consumo, obedecerá o estabelecido nas Regras de Comercialização.

§3º A redução tarifária a que se refere o caput não será aplicada aos empreendimentos com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada que tiverem suas outorgas de autorização prorrogadas.” (NR)

41. Para os demais empreendimentos que não possuem qualquer menção ao desconto na TUSD/TUST deverão necessariamente solicitar emissão de novo ato de outorga, conforme já aprovado pela REN 77/2004.

“Art. 1º (...)

§1º Para os empreendimentos de geração detentores de concessão ou autorização, ou aqueles sujeitos apenas a registro, cujo ato não contempla a referida redução, o percentual estabelecido no caput deverá ser solicitado à ANEEL, exclusivamente pelo empreendedor, caso em que a vigência será a partir da publicação do ato resultante da solicitação. ”

III. 2. Redução bilateral de CCEARs - Resolução Normativa nº 711/2016

42. A REN 711/2016 estabeleceu critérios e condições para a celebração de acordos bilaterais envolvendo CCEAR, que devem ter seus prazos e montantes registrados até o dia 25 do mês anterior ao de início da vigência, e sua proposta de operacionalização consta nos cadernos das Regras 2017.

43. No que tange especificamente contratos regulados de energia eólica com compromisso de entrega anual e quadrienal, identificou-se a necessidade de as Regras preverem o tratamento a ser dado ao excedente de energia caso o novo comprometimento anual seja inferior à energia já entregue ao contrato.

44. Para facilitar o entendimento do cenário acima, suponhamos que um gerador eólico hipotético possua CCEAR celebrado com início de suprimento em janeiro de 2015 e montante anual contratado igual a 100 MWh. Nesse caso, toda geração realizada acima do limite de saldo acumulado anual será liquidada em nome do agente, podendo ser comercializada no ACL (caso o vendedor possua lastro) ou valorada ao PLD.

Primeiro Quadriênio 2015 (saldo 30%) 2016 (saldo 20%) 2017 (saldo 10%) 2018 (saldo 0%) Limite de saldo anual 130 MWh 120 MWh 110 MWh 100 MWh

45. Digamos ainda que esse gerador gere (i) 110 MWh em 2015 (teve, portanto, um saldo acumulado de 10 MWh alocado para o ano seguinte) e (ii) 70 MWh entre janeiro e junho de 2016. Ou seja, em junho de 2016 apresentava montante entregue ao contrato igual a 80 MWh.



46. Caso o gerador solicite então o registro de acordo bilateral para redução de seu compromisso contratual a zero para o período de julho a dezembro de 2016, seu novo limite de saldo acumulado para 2016 passará então a 60 MWh (metade do original). Conforme detalhado a seguir, houve então uma entrega de 20 MWh acima desse novo limite, aqui chamado de “excedente de energia”.

47. Nesse sentido, a CCEE propôs como tratamento nas Regras que a energia excedente seja alocada ao contrato para o ano seguinte, acrescida ao saldo acumulado do ano (se houver).

48. De maneira diversa, ABEEólica e Enel Green Power entendem que a proposta da CCEE contraria o CCEAR e indicam que “as regras devem ser aderentes aos conceitos e aos dispositivos contratuais, de forma a adequar novas normativas à realidade contratual, sem que isso configure alterações contratuais provenientes de aplicação em regras de comercialização”. Assim, sugerem que o excedente deve ser alocado no ACL e liquidado ao PLD.



49. Inicialmente, cumpre destacar que, caso a alegação dos agentes prosperasse, sequer poderiam ser registrados acordos para redução de temporária de que trata a REN 711/2016. Afinal, o CCEAR prevê redução de montantes tão somente em casos de redução/degradação de garantia física:

4.2. Os montantes de ENERGIA CONTRATADA e POTÊNCIA ASSOCIADA, definidos na(s) tabela(s) da subcláusula 4.1, poderão ser reduzidos, de comum acordo entre as PARTES, em caso de redução/degradação da GARANTIA FÍSICA da(s) USINA(S). (grifos nossos)

50. Assim, considerando que a possibilidade de celebração dos referidos acordos bilaterais advém justamente da REN 711/2016, nada mais razoável que as Regras que operacionalizam essa norma disciplinem os rebatimentos resultantes de sua aplicação.

51. Caso a proposta de remuneração do excedente de energia ao PLD fosse acatada pela ANEEL, criar-se-ia um mecanismo que possibilitaria ao agente, ciente de que PLD de meses passados é superior ao seu Preço de Venda (PV), solicitar a redução contratual de forma a receber o excedente resultante valorado ao PLD, lesando assim o consumidor cativo.

52. Nessa esteira, visto que seria inadequado liquidar o excedente ao PLD, a SRM avaliou adicionalmente duas alternativas à proposta submetida à AP:

i. Implementar trava no SCL que impossibilite o vendedor de realizar reduções que impliquem em novo compromisso contratual anual inferior à energia já entregue ao CCEAR; e

ii. Liquidar o excedente de energia em nome do vendedor valorada ao PV contratual.

53. Com relação à opção “i”, identificou-se uma restrição operacional: conforme disciplina a REN 711/2016, os prazos e montantes dos acordos bilaterais devem ser registrados na CCEE até o 25º dia do mês anterior ao início da vigência, ao passo que a geração contabilizada do mês “m” será conhecida apenas em um instante futuro (“ms+21du”). Assim, restaria como solução possível estimar o montante máximo que poderia ser gerado no mês com base na potência da usina e utilizá-lo como base, o que se mostra restritivo, contrariando a essência da norma que buscou facilitar a celebração dos acordos.

54. A opção “ii” apresentaria problema análogo ao analisado no parágrafo 51 desta NT, mas em cenários em que, após o atingimento do limite de saldo original, o PLD de meses passados é inferior ao PV do contrato.

55. Portanto, julgamos a proposta submetida à AP como a mais razoável, na medida em que aloca a energia excedente ao vendedor a um preço ainda não conhecido e mantém a premissa da referida Resolução de simplificar a realização de acordos bilaterais.

56. Por fim, cabe destacar que a REN 711/2016 consiste em uma flexibilidade regulatória adicional disciplinada pela ANEEL, sujeita às suas Regras de Comercialização específicas, de caráter opcional aos agentes.



III. 3. Nova valoração da penalidade de energia especial

57. A Lei 9.427/1996 estabeleceu em seu artigo 3º, inciso XVII, que compete à ANEEL “estabelecer mecanismos de regulação e fiscalização para garantir o atendimento à totalidade do mercado de cada agente de distribuição e de comercialização de energia elétrica, bem como à carga dos consumidores que tenham exercido a opção prevista nos arts. 15 e 16 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995”. Ademais, no parágrafo 5º de seu artigo 26, permitiu de forma excepcional e restritiva às fontes solar, eólica e biomassa (além de empreendimentos com potência igual ou inferior a 5.000 kW) a comercialização para consumidores especiais2.

58. O Decreto 5.163/2004 definiu no inciso III de seu artigo 2º que os “os consumidores não supridos integralmente em condições reguladas pelos agentes de distribuição e pelos agentes vendedores deverão garantir o atendimento a cem por cento de suas cargas, em termos de energia, por intermédio de geração própria ou de contratos registrados na CCEE”, assim como estabeleceu no artigo 3º a forma de aferição e penalização em caso de descumprimento da referida obrigação.

59. Adicionalmente, o Decreto definiu o conceito de Valor Anual de Referência (VR):

Art. 34. Para regular o repasse às tarifas dos consumidores finais dos custos de aquisição de energia elétrica previstos neste Decreto, a ANEEL deverá calcular um Valor Anual de Referência - VR, mediante aplicação da seguinte fórmula:

푉푅 = [푉퐿5 ∗ 푄5 + 푉퐿3 ∗ 푄3]

[푄5 + 푄3]

onde:

VL5 é o valor médio de aquisição nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração realizados no ano "A - 5", ponderado pelas respectivas quantidades adquiridas;

Q5 é a quantidade total, expressa em MWh por ano, adquirida nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração, realizados no Ano "A - 5";

VL3 é o valor médio de aquisição nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração realizados no ano "A - 3", ponderado pelas respectivas quantidades adquiridas; e

Q3 é a quantidade total, expressa em MWh por ano, adquirida nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração, realizados no ano "A - 3".

Parágrafo único. Para efeito de cálculo do VR, não serão considerados os valores e os montantes de energia proveniente de leilões de fontes alternativas. (grifos nossos)

2 “(...) consumidor ou conjunto de consumidores reunidos por comunhão de interesses de fato ou de direito, cuja carga seja maior ou igual a 500 kW (quinhentos quilowatts) ”.



60. Coube às Regras de Comercialização definir a dosimetria da penalidade estabelecida no artigo 3º do Decreto 5.163/2004, em que se determinou que tal valor seria o maior entre (i) o VR e (ii) o PLD, baseado na ideia de que o valor representaria o custo de expansão do sistema, em linha com o comando do art. 2º.

61. Diversos agentes3 contribuíram no sentido de que a ANEEL não implementasse a proposta de diferenciação na valoração da penalidade de energia especial justamente fundamentados na ideia de que a “penalidade deve ser suficiente para sinalizar a construção de capacidade de geração adicional ao SIN”, e que nesse sentido o VR seria o parâmetro mais adequado, independentemente do tipo de energia sem lastro.

62. Contudo, nenhum desses agentes enfrentou o comando legal do parágrafo 5º do artigo 26 da Lei 9.427/1996, e a consequente necessidade de expansão de geração de fontes incentivadas em cenários de insuficiência de lastro especial. Se há determinação legal para que consumidores especiais contratem 100% de suas cargas com fontes incentivadas e, em caso de descumprimento, serão penalizados, não nos parece razoável que a referida penalização estimule a expansão de uma fonte que não solucione o descumprimento da obrigação de origem.

63. Dentre as contribuições recebida, a ABRACE propôs que a ANEEL avaliasse o cálculo de um “Valor de Referência considerando apenas os custos de expansão de fontes incentivadas”. Em sua análise, esse valor seria mais aderente, visto que em sua avaliação “não existe nenhuma relação entre o custo de oportunidade para contratação de energia de fontes especiais e a tarifa média de energia praticada no SIN”. Contudo, o agente não detalhou a metodologia que julga adequada para cálculo do “VR Especial”.

64. Cabe destacar que a suposta inexistência de relação entre o custo de oportunidade para contratação de fontes incentivadas e a Tarifa de Energia (TE) foi abordada por diversos agentes. Entretanto, tais contribuições não apresentaram qualquer proposição sobre uma eventual metodologia mais adequada para valoração da penalidade.

65. Nesse sentido, a SRM julga pertinente estudar o assunto e realizar a instauração de nova Audiência Pública para discutir com os agentes a metodologia para cálculo do valor da penalidade por insuficiência de lastro especial.

66. Ressalta-se que, visto que não restam dúvidas quanto à pertinência de distinção da penalidade por insuficiência de lastros convencional e especial, a proposta de Regra 2017 permanecerá inalterada, mas a CCEE deverá utilizar provisoriamente o VR como um dos parâmetros também para penalização de energia especial, até que se conclua a nova AP sobre o tema.

III. 4. Processamento do MCSD 4% e os acordos bilaterais

67. A partir da análise do Módulo MCSD proposto, especificamente na modalidade do MCSD 4%, foi encontrada inconsistência na definição do volume de energia máximo a ser considerado como sobra no processamento dessa modalidade de MCSD. Pela REGRA proposta, o MCSD 4% está sendo processando com base nos valores vigentes de CCEARs, considerando a redução de eventuais acordos bilaterais da REN 711/2016.

3 ABEEÓLICA, ABIAPE, ABRACEEL, ABRAGEL, COGEN, CPFL, CPFL RENOVÁVEIS, EDP, F/G AGRO, ÚNICA e VOTORANTIM.



68. No entanto, conforme está disposto no inciso II, art. 29 do Decreto nº 5.163/20044, a aplicação dos 4% deve ser realizada sobre os montantes originalmente contratados.

69. Assim, deverá a CCEE ajustar o módulo do MCSD com esse conceito e incluir nos seus sistemas antes do próximo processamento do MCSD 4%, a ser realizado em outubro/2017.

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL

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

Leis 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 10.848, de 15 de março de 2004; e 12.783, de 11 de janeiro de 2009; Decretos 5.163, de 30 de julho de 2004; Resoluções Normativas 109, de 26 de outubro de 2004; 428, de 15 de março de 2011; 456, de 18 de outubro de 2011; 511, de 23 de outubro de 2012; 578, de 11 de outubro de 2013; 584, de 29 de outubro de 2013; 595, de 17 de dezembro de 2013, 601, de 4 de fevereiro de 2014; 619, de 1º de julho de 2014; 637, de 5 de dezembro de 2014; 684, de 11 de dezembro de 2015; e 719, de 17 de maio de 2016.

V. DA CONCLUSÃO

71. Diante do exposto, as alterações nas Regras de Comercialização de Energia Elétrica versão 2017.1.0 foram aperfeiçoadas mediante as correções efetuadas em decorrência das contribuições da Audiência Pública AP 67/2016, realizada no período de 13/10/2016 a 11/11/2016.

4 “Art. 29. Os CCEAR decorrentes dos leilões de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes deverão prever a possibilidade de redução dos montantes contratados, a critério exclusivo do agente de distribuição, em razão: (...); II - de outras variações de mercado, hipótese na qual poderá haver, em cada ano, redução de até quatro por cento do montante inicial contratado, independentemente do prazo de vigência contratual, do início do suprimento e dos montantes efetivamente reduzidos nos anos anteriores; e (...)



VI. DA RECOMENDAÇÃO

72. Com respaldo na atribuição de aprovar as Regras de Comercialização de Energia Elétrica previstas no inciso II do § 1º do art. 1º do Decreto nº 5.163, de 2004, recomendamos que a Diretoria da ANEEL aprove as alterações nas Regras de Comercialização de Energia Elétrica, versão janeiro/2017, conforme descritas nesta Nota Técnica e anexos.

BENNY DA CRUZ MOURA Especialista em Regulação

CARLOS EDUARDO GUIMARÃES DE LIMA Especialista em Regulação

ESTEFÂNIA TORRES GOMES DA SILVA Especialista em Regulação

OTÁVIO RODRIGUES VAZ Especialista em Regulação

De acordo:

JÚLIO CÉSAR REZENDE FERRAZ Superintendente de Regulação Econômica e Estudos do Mercado


Anexo I da Nota Técnica no 281/2016-SRM/ANEEL, de 14/12/2016

Minuta de Resolução

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL

RESOLUÇÃO NORMATIVA No , DE DE DEZEMBRO DE 2016.

Aprova as Regras de Comercialização de Energia Elétrica aplicáveis ao Sistema de Contabilização e Liquidação – SCL.

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 no art. 3o, incisos XIV e XVII, da Lei no 9.427, de 26 de dezembro 1996, no art. 26 da Lei no 9.427, de 1996, nos arts. 1o e 4o da Lei no 10.848, de 2004, no art. 1o, § 1o, inciso II, e no art. 2º, § 1o, do Decreto no 5.163, de 30 de julho de 2004, o que consta do Processo no 48500.004717/2015-19, e considerando:

as contribuições recebidas na Audiência Pública - AP nº 067/2016, realizada no período

de 13 de outubro a 11 de novembro de 2016, que permitiram o aperfeiçoamento deste ato regulamentar, resolve:

Art. 1º Aprovar as Regras de Comercialização de Energia Elétrica aplicáveis ao Sistema

de Contabilização e Liquidação – SCL, conforme Anexo II da Nota Técnica no 281/2016–SRM/ANEEL, de 14 de dezembro de 2016, na forma dos seguintes módulos:

I. Medição Contábil;

II. Mecanismo de Realocação de Energia; III. Contratos; IV. Comprometimento de Usinas; V. Consolidação de Resultados;

VI. Penalidade de Energia; VII. Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST;

VIII. Reajuste dos Parâmetros da Receita de Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR);

IX. Receita de Venda de CCEAR; X. Contratação de Energia de Reserva;

XI. MCSD; XII. Votos e Contribuição Associativa;



XIII. Alocação de Geração Própria; XIV. Regime de Cotas de Garantia Física e Energia Nuclear; XV. Repasse do Risco Hidrológico no ACR (módulo novo); e

XVI. Glossário de Termos. Parágrafo Único. A CCEE deverá proceder à revisão dos Procedimentos de

Comercialização de Energia Elétrica - PdC que devam ser alterados em decorrência das Regras de Comercialização de Energia Elétrica de que trata o art. 1º e encaminhá-los para aprovação em até 90 dias corridos, contados da publicação desta Resolução Normativa, devendo incluir em sua manifestação:

I - descritivo conceitual detalhado para cada PdC; II- evidenciação adequada da conexão entre o descritivo de que trata o inciso I e as

premissas modificadas em cada PdC; e III – fundamentos legais e regulatórios devidos, especialmente para as mudanças

adicionais sem conexão direta com Regras de Comercialização de que trata o art. 1º. Art. 2º A CCEE deverá incorporar o disposto nesta Resolução ao Sistema de

Contabilização e Liquidação para os processamentos das contabilizações a partir do mês de referência de janeiro de 2017.

Art. 3º O artigo 1º da Resolução Normativa nº 77, de 18 de agosto de 2004, passa a vigorar

com a seguinte redação:

“Art. 1º ........................................................ ..................................................................... §2º Para os empreendimentos de geração cujo ato já contempla percentual de redução na TUST/TUSD, a aplicação da redução, na produção e no repasse para o consumo, obedecerá o estabelecido nas Regras de Comercialização. §3º A redução tarifária a que se refere o caput não será aplicada aos empreendimentos com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada que tiverem suas outorgas de autorização prorrogadas.” (NR)

Art. 4º A CCEE deverá encaminhar para aprovação da ANEEL até maio de 2017, o

conjunto de alterações nas Regras de Comercialização de Energia Elétrica que comporá a versão de janeiro de 2018, contemplando:

I - descritivo conceitual detalhado para cada módulo; e II- evidenciação adequada da conexão entre o descritivo de que trata o inciso I e as linhas

de comando modificadas em cada módulo.



Art. 5º Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.

ROMEU DONIZETE RUFINO



Anexo II da Nota Técnica no 281/2016-SRM/ANEEL, de 14/12/2016

Compêndio de módulos de REGRAS alterados arquivados em “CD”:

a) Medição Contábil; b) Mecanismo de Realocação de Energia; c) Contratos; d) Comprometimento de Usinas; e) Consolidação de Resultados; f) Penalidade de Energia; g) Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST; h) Reajuste dos Parâmetros da Receita de Contrato de Comercialização de Energia no

Ambiente Regulado (CCEAR); i) Receita de Venda de CCEAR; j) Contratação de Energia de Reserva; k) MCSD; l) Votos e Contribuição Associativa; m) Alocação de Geração Própria; n) Regime de Cotas de Garantia Física e Energia Nuclear; o) Repasse do Risco Hidrológico no ACR (módulo novo); e p) Glossário de Termos.

(Fl. 20 da Nota Técnica no xxx/2016–SRM/ANEEL, de xxx/11/2016)


Anexo III da Nota Técnica no 281/2016-SRM/ANEEL, de 14/12/2016

RELATÓRIO DE ANÁLISE DE CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À AUDIÊNCIA PÚBLICA AP 67/2016

- Aceita

- Não aceita - Parcialmente aceita

- Não considerada - Já prevista

CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS

Entidade Texto Aproveitamento Justificativa Implantação do Tratamento do Risco Hidrológico (Lei nº 13.203/2015)

ABRAGEL

1. Introduzir flags de modo a tratar o acrônimo PREMIO_RISCO_ACR para que ele seja proporcionalizado em situações em que unidade(s) geradora(s) estejam com resultados do MRE temporariamente suspensos, tal como nas situações de desligamento da usina do MRE e suspensão da operação comercial. Justificativa:

Quando uma usina tem unidade(s) geradora(s) em situação de suspensão de operação comercial, os seus respectivos resultados do MRE são desconsiderados enquanto durar àquela condição, conforme prevê o art. 13 da Resolução Normativa nº 583/2013.

Embora a regulamentação sobre a repactuação do risco hidrológico não aborde explicitamente sobre como tratar as unidades geradoras em situação de suspensão da operação comercial, o art. 5º da Resolução Normativa nº 684/2015 trata de

Não aceita A SRM entende que as situações de (i) suspensão de operação comercial e (ii) desligamento do MRE são distintas. Conforme artigos 10 e 11 da REN 583/2013, a primeira pode decorrer de ocorrência grave, indisponibilidade prolongada ou solicitação do agente, e pode ser sanada a qualquer tempo. A segunda decorre de solicitação do agente e, nos termos do artigo 4º da REN 409/2010, deverá ser mantida por um período mínimo de 12 meses consecutivos.

Nesse sentido, entende-se que a manutenção do recolhimento de prêmio de risco confere incentivo adicional para que o agente sane a situação que resultou na suspensão da situação operacional da unidade geradora.



CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS Entidade Texto Aproveitamento Justificativa

uma situação muito similar: quando uma usina é desligada compulsoriamente do MRE.

Nesta situação, a resolução prevê que o pagamento do prêmio de risco seja mantido, porém, “em período equivalente àquele em que o gerador esteve no MRE com obrigação de pagamento do prêmio”. Repare que as duas situações – suspensão da operação comercial e desligamento compulsório de PCHs do MRE são similares, pois ocorrem (i) por fatores externos à vontade do agente e (ii) seus conceitos derivam da mesma diretriz regulatória, cuja essência é não onerar os demais agentes participantes do MRE, ou seja, não retornar ao mecanismo de compartilhamento de risco enquanto as unidades geradoras encontrarem-se naquelas situações.

ABRAGEL 2. Corrigir a grafia do acrônimo “GFIS_RRH_P” para “GFIS_3_RRH_P” na linha de comando 18.3.

Aceita

MCSD Energia Existente - Redução de montantes de energia contratados em razão da migração de Consumidores especiais para o ACL - REN 726/2016

CELESC

3. Estamos de pleno acordo com a alteração visto o grande volume de migrações de consumidores especiais que optaram pelo ACL. Justificativa: O desequilíbrio entre oferta e demanda incidente sobre as distribuidoras, que tiveram seus mercados reduzidos de forma muito rápida, impacta diretamente a tarifa do consumidor regulado.

Já prevista

Mecanismo de Reconciliação Quadrienal de Contratos de Energia de Reserva - AP nº 42/2016

CPFL RENOVÁVEIS

4. Alterar a linha de comando 13.2.2 do caderno de energia de reserva para:

Não aceita A alteração proposta apresenta grande complexidade operacional, visto que: (i) atualmente o acrônimo ENF_DT trata não somente os




13.2.2. Apenas para fins da energia reconciliada, será apurada uma energia não fornecida devido a dados faltantes (ENF_DFR), considerando eventual período de postergação de início e atraso da entrada em operação comercial incluindo-se as usinas com status “apta”.

Justificativa: Deve-se ressaltar que o ENF_DT e o ENF_DFR não representam o mesmo valor embora possuem o mesmo parâmetro (Disponibilidade do Anexo I do CER). Enquanto o ENF_DFR considera as perdas reais da rede básica para empreendimentos conectados diretamente na Rede Básica, o ENF_DT considera o fator de comprometimento da usina calculado pela razão entre os lotes vendidos no leilão e a garantia física da usina. A Resolução Normativa nº 734/2016 regula o dispositivo de reconciliação quadrienal que tem por objetivo a definição do montante de energia contratada a cada quadriênio a partir do segundo quadriênio de usina de fonte eólica comprometida com a Contratação de Energia de Reserva. A resolução estabelece que o valor médio da geração da usina a que se refere o dispositivo de reconciliação contratual deve utilizar os dados de disponibilidade mensal constante no Anexo I dos Contratos de Energia de Reserva observando ainda as perdas reais da rede básica em substituição aos registros faltantes de medição de geração no período entre o início de suprimento original ou do quadriênio e a entrada em operação comercial da usina. Este valor está representado pelo acrônimo ENF_DFR (Energia não fornecida devido a Dados Faltantes para Energia Reconciliada) na regra de comercialização em audiência pública.

casos de usinas “aptas”, mas ainda os eventos de constrained off, sendo informado pela ANEEL para a CCEE como um único dado de entrada; e (ii) são contabilizados no âmbito das regras como geração efetiva para todos os fins. Ademais, considerando que a metodologia do ENF_DT complementa a necessidade de entrega do agente no período em que esteve “apto” até o limite de sua disponibilidade (anexo I) e as usinas participantes dos LERs apresentam fator de comprometimento igual a 1, os valores da álgebra submetida na AP convergirão com a proposta do agente, com exceção às perdas da rede básica. Contudo, visto que esse item (se houver) implicará em reconciliação a menor, entende-se que a manutenção da proposta da AP é benéfica ao agente com status “apto”.




Deve-se esclarecer que o ENF_DFR deve ser calculado durante todo o período em que não houve geração da usina independentemente do status da usina ser atraso, “apto” ou concatenação. Este entendimento é exposto no item 49 da Nota Técnica nº 224/2016 – SEM/ANEEL, de 5/10/2016, que resume a Resolução Normativa 734/2016. Deve-se esclarecer também que apenas os valores do ENF_DFR devem ser utilizados, desconsiderando os valores de ENF_DT de período anterior à entrada em operação comercial, para fins de reconciliação quadrienal.

Alterações na apuração e no tratamento da reincidência dos limites de ultrapassagem da potência injetada para o cálculo do desconto aplicado à TUSD/TUST

ABIAPE, ABRACEEL, ABRAGEL, COGEN, ÚNICA,

VOTORANTIM

5. Sugerir, para fins de cálculo do desconto de usinas com potência injetada entre 30 MW e 50 MW, que a Garantia Física da Usina seja reduzida por parâmetro que leve em consideração o histórico anual de geração de energia elétrica horária (SCDE), ao invés do montante de uso da rede e que seja separada em dois perfis: 1) Perfil incentivado/especial de desconto na TUSD/TUST: referente à injeção de potência inferior a 30 MW.

2) Perfil convencional/especial: referente à injeção de potência superior a 30 MW.

Justificativa:

Conforme proposto nesta Audiência Pública, a Garantia Física calculada nesta etapa será considerada como recurso do agente de geração/comercialização e utilizada no cálculo do percentual de desconto objeto de repasse dos contratos de venda de energia incentivada.

Não aceita Vide seção III.1 desta Nota Técnica.




O Art. 2º da Lei 13.299/2016 ampliou a abrangência do desconto tarifário para empreendimentos com base hídrica ou biomassa outorgados anteriormente a 2016, cuja potência injetada seja superior a 30 MW e inferior ou igual a 50 MW, conforme transcrito abaixo: “§ 1º-B. Os aproveitamentos com base em fonte de biomassa cuja potência injetada nos sistemas de transmissão e distribuição seja maior que 30.000 kW (trinta mil quilowatts) e menor ou igual a 50.000 kW (cinquenta mil quilowatts) que não atendam aos critérios definidos no § 1º-A, bem como aqueles previstos no inciso VI do caput, terão direito ao percentual de redução sobre as tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição previsto no § 1º, limitando-se a aplicação do desconto a 30.000 kW (trinta mil quilowatts) de potência injetada nos sistemas de transmissão e distribuição.” Para operacionalizar o desconto estabelecido para tais empreendimentos propõe-se nesta Audiência que a garantia física com direito ao desconto seja proporcional ao MUSD/MUST contratado acima de 30 MW. No entanto, a Associação entende que o cálculo da garantia física para fins de desconto na TUSD/TUST não deveria estar vinculado ao MUSD/MUST, uma vez que a sua contratação pode ser superdimensionada para evitar a penalidade. Assim, o montante de uso não reflete a potência injetada das usinas. Assim, sob a égide da regra proposta, as usinas poderão ser prejudicadas pela redução da Garantia Física com direito ao desconto. Com a proposta, corre-se o risco de estímulo à subcontratação da transmissão, já que a regra incentiva a usina reduzir seu montante de uso. Ademais, a Lei não confere desconto com base no montante de uso contratado, mas com base na potência injetada. A




regulamentação proposta, de certa forma, excede ao expresso na Lei.

Diante o exposto, a Associação propõe que a Garantia Física das usinas alcançadas pelo Art. 2º da Lei 13.299/2015 seja calculada com parâmetro redutor que leve em consideração o histórico anual de geração de energia elétrica horária (SCDE), ao invés do montante de uso da rede. Assim, propõe-se que a geração limitada a 30 MW seja destinada ao perfil incentivado/especial, já o montante excedente a este limite e inferior a 50MW, seja apurado como energia convencional/especial.

ABRACEEL

6. Propor que todas as usinas alcançadas pelo Art. 2º da lei 13.299/2016 tenham seu ato autorizativo ou concessão modificada por meio de resolução normativa, dando celeridade a percepção dos benefícios garantidos por lei.

Justificativa: Como a Lei 13.299, de 21 de junho de 2016, traz novo tratamento à aplicação de desconto, condicionado a regulação da Aneel, as usinas existentes, que já possuem outorga de autorização ou concessão expedida pela agência sem a prerrogativa de desconto, deverão alterar estes documentos para efetivação dos benefícios garantidos pelo ato legislativo. Esta ação deve causar uma postergação à efetivação dos descontos garantidos, trazendo potenciais perdas aos agentes de mercado.

Não aceita O §1º do art. 1º da REN 77/2004, recém alterada pela REN 745/2016, resultado da AP 38/2016, tratou o assunto e estabeleceu o que se segue. Art. 1º (...) §1º Para os empreendimentos de geração detentores de concessão ou autorização, ou aqueles sujeitos apenas a registro, cujo ato não contempla a referida redução, o percentual estabelecido no caput deverá ser solicitado à ANEEL, exclusivamente pelo empreendedor, caso em que a vigência será a partir da publicação do ato resultante da solicitação.

COGEN, ÚNICA

7. Propor que a aplicação do desconto seja feita a partir da solicitação pelo empreendedor à ANEEL:

1.2.2. Metodologia Utilizada na Apuração do Desconto (...) Conforme Resolução Normativa nº 77/2004, os empreendimentos de geração de energia incentivada farão jus a

Não aceita Vide resposta à contribuição anterior.




percentual de 50%, 80% ou 100% de redução a ser aplicado às tarifas de transporte, TUSD/TUST, incidindo tanto na produção quanto no consumo da energia comercializada, cabendo à Aneel emitir ato autorizativo quanto ao percentual de desconto a que a usina terá direito. Considerando o art. 26, da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com a redação alterada pelo art. 6º da Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015, e pelo art. 2º da Lei nº 13.299, de 21 de junho de 2016, para os empreendimentos de geração detentores de concessão ou autorização, ou aqueles sujeitos apenas a registro, cujo ato não contempla a referida redução, o percentual de redução deverá ser solicitado à ANEEL, exclusivamente pelo empreendedor, caso em que a vigência será a partir da publicação do ato resultante da solicitação. O ato resultante da solicitação deverá ser publicado em até 30 (trinta) dias contados da referida solicitação, sendo que o percentual de redução será aplicado a partir da data de protocolo da solicitação pelo empreendedor.

COGEN, ÚNICA

8. Inserir novo item na seção 2.5.2 (Cálculo do Desconto Final do Agente):

18.1.2. O desconto aplicado aos ativos de geração referenciado em 18.1.1 terá eficácia a partir do mês subsequente ao da publicação da referida Lei.

Justificativa: Entendemos que o desconto incidente na TUSD/TUST dos produtores de energia incentivada concedido pela Lei nº 13.299/2016 são autoaplicáveis, a partir da edição da Lei.

Não aceita Vide resposta à contribuição 6.




No caso do desconto na TUSD/TUST aplicado aos produtores de energia incentivada não são necessárias as verificações feitas pelas Regras de Comercialização, uma vez que o resultado da matriz de energia incentivada refere-se ao desconto aplicado ao consumidor, resultante da comercialização da energia.

ABRAGEL

9. Possibilitar que seja permitido que as usinas enquadradas como PCH tenham seu enquadramento preservado nos termos da legislação vigente, desde que a potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição não ultrapasse 105% (cento e cinco por cento) do limite de potência definido para o desconto de que trata o caput, respeitado o período máximo de 1.440 (mil quatrocentos e quarenta) horas anuais.

Justificativa: Isto porque, de forma análoga ao limite de tolerância de 5% estabelecido pelo artigo 93 da Resolução Normativa ANEEL 414/2010, no que se refere à ultrapassagem do MUSD contratado pelas geradoras junto às distribuidoras, a ABRAGEL entende ser razoável considerar essa tolerância na avaliação do enquadramento das centrais como PCH. Por outro lado, considerando que a ultrapassagem ocorrerá em situações eventuais e peculiares, é razoável também que o regulador defina um limite temporal para a mesma.

Não aceita O assunto já foi tratado na seção III.6 da Nota Técnica 123/2014–SEM/ANEEL, de 3/12/2014, com base no Parecer 217/2014-PGE/ANEEL/PGF/AGU.

APINE, CPFL, CPFL

RENOVÁVEIS, EDP

10. Sugerir que a modelagem de usinas até 50MW considere inicialmente o montante de até 30 MW no perfil incentivado especial do agente, enquanto o montante que exceder a 30 MW deve ser considerado no perfil convencional especial.

No caso de o agente ter negociado energia em leilão, as Regras de Comercialização devem alocar o montante negociado no leilão prioritariamente no perfil convencional especial e, havendo

Não aceita As regras de comercialização prezam pela modelagem única do ativo. As separações dos ativos em diferentes perfis podem resultar em consequências não avaliadas na medição contábil dos perfis, no compromisso do empreendimento com contratos regulados e etc. Além do mais, não é necessário a separação da modelagem do empreendimento para a comercialização de energia convencional especial.




necessidade de complementação, seria alocado no perfil incentivado especial.

EDP 11. Aplicar o desconto que incide sobre o empreendedor de forma proporcional às potências injetadas.

Não aceita Vide seção III.1 desta Nota Técnica.

COGEN, ÚNICA

12. Alterar a modelagem de usinas que estejam na janela de doze meses de penalização pela reincidência de ultrapassagem de potência injetada (regra anterior à edição do artigo 2º da Lei 13.299/2016).

Justificativa: Com a regulamentação do artigo 2º da Lei 13.299/2016, a modelagem de uma usina nesta situação tem que ser alterada conforme a nova regra, não restando período de penalização a cumprir em virtude da não verificação de ultrapassagens para 30 MW na nova regra.

Não aceita Os agentes já penalizados deverão cumprir com o prazo previsto na regulamentação vigente.

Desconto na TUSD/TUST para autoprodução (Lei 13.203/2015)

EDP

13. O art. 6º da Lei nº 13.299/16 permite que seja concedido desconto na TUSD/TUST incidindo no consumo da energia destinada à autoprodução, desde que proveniente de empreendimentos que entrarem em operação comercial a partir de 1º de janeiro de 2016.

A proposta da CCEE é o desconto na TUSD/TUST de uma usina incentivada será repassado para uma carga do mesmo agente, a partir do registro de um contrato entre os perfis de agente onde a usina está representada e o perfil que a carga de autoprodução está modelada com o valor do recurso de energia a ser transferido. Assim, concordamos que no processo de repasse de energia incentivada, a autocontratação seja considerada na apuração do total de contratos de compra e venda.

Já prevista




Redução bilateral de CCEARs - Resolução Normativa nº 711/2016

ABRAGE, APINE,

FURNAS

14. A REN 711/2016 trouxe avanços no sentido de incentivar os acordos bilaterais, dado que nelas os fatores de atraso ou descasamento deixam de levar em conta somente a relação entre a potência das unidades geradoras em operação comercial e a potência total dos empreendimentos envolvidos, passando os mesmos a serem deduzidos do percentual de energia descontratada, caso a descontratação seja permanente. Entendemos que a proposta nas regras é suficiente apenas para empreendimentos que já contam com a não reversão de sua condição de atraso até o fim de vigência de seus CCEAR. Tais observações são válidas para reduções acordadas à luz da REN 711/2016 e decorrentes dos “Leilões Reversos” (MCSD de Energia Nova) de que trata a REN 727/2016. Entretanto, a proposta não incentiva os acordos bilaterais para os empreendimentos que se encontram na busca de solucionar o problema do atraso de suas unidades que ainda se encontram fora de operação comercial, seja em fase de planejamento ou investimento. Justificativa:

Nas análises quanto à atratividade de se buscar os acordos bilaterais, das quais fazem parte as estimativas probabilísticas do PLD e do despacho das usinas, surgem muitos cenários em que não se torna interessante descontratar permanentemente a energia, quando ainda se tem a expectativa de sanar a situação de atraso do empreendimento.

Na busca da maior abrangência dos acordos bilaterais, entendemos ser interesse de ambas as partes (vendedora e compradora) a remoção, na proposta das regras de

Não aceita Não é objeto da AP de Regras 2017 alterar o que foi discutido em Audiência Pública e determinado na REN 711/2016.




comercialização, das frases destacadas acima, ou seja, retirar da REN 711/2016 a condicionante de que os acordos bilaterais tenham de ser permanentes para a obtenção dos efeitos na redução dos fatores de atraso ou descasamento via redução contratual.

ABEEÓLICA, ENEL GP

15. Estabelecer um limitador ao Saldo Acumulado Mensal que permita a segregação da energia excedente que extrapole o limite do saldo acumulado, respeitando-se os limites de tolerância do CCEAR e permitindo a liquidação ex-post da energia excedente agora identificada. Justificativa:

De acordo com a proposta da CCEE, a energia excedente, considerada como saldo inicial para o ano seguinte, também seria carregada consecutivamente ao longo de vários anos seguidos. Adicionalmente, a proposição atual abre margem para que o agente inicie um novo quadriênio com saldo inicial atribuído, o que fere os conceitos do CCEAR.

Cabe destacar que as regras devem ser aderentes aos conceitos e aos dispositivos contratuais, de forma a adequar novas normativas à realidade contratual, sem que isso configure alterações contratuais provenientes de aplicação em regras de comercialização.

Não aceita Vide seção III.2.

ABRAGE, FURNAS

16. Atualmente o acrônimo F_RBCONT (fator de redução bilateral de contratos) é um dado de entrada de responsabilidade da CCEE. A Associação sugere que o cálculo explícito do fator seja realizado diretamente pelas regras de comercialização. Justificativa:

Dar maior transparência e segurança aos agentes.

Aceita A descrição do dado de entrada F_RBCONT será ajustado para que fique claro que a será com base no informado pelo agente, e considerando a relação com o montante original”. Adicionalmente, a CCEE deverá apurar a melhor solução no SCL para que na tela fique claro o valor a ser considerado pelas Regras.




ABRAGE, FURNAS

17. Deixar claro nas Regras de Comercialização que os acordos bilaterais devem alterar a disponibilidade máxima contratual Justificativa: Nas regras de comercialização, a disponibilidade máxima contratual é variável “chave” para a determinação das receitas de venda e da Obrigação de Entrega de Energia. A receita e a obrigação de entrega de energia crescem na medida em que a disponibilidade máxima contratual também cresce.

Como o próprio nome a define (Disponibilidade Máxima “Contratual”), essa variável deve ser calculada em função do percentual da garantia física comprometida nos contratos.

A expressão matemática acima deixa claro que esse percentual é levado em conta, porém o mesmo está atrelado à habilitação técnica da usina, conforme definição da variável dada pela CCEE nos cadernos de regras.

Essa representação dá margem à interpretação de que qualquer acordo bilateral realizado após a habilitação técnica da usina não iria interferir no cálculo da disponibilidade máxima contratual. Entendemos que se houve mudança nos montantes contratados, também deveria haver mudança na disponibilidade máxima “contratual”.

Aceita A descrição do acrônimo PC_LEILAO será ajustada.




Na hipótese de ser essa mesma a interpretação dada pela CCEE, isto é, de que a disponibilidade máxima contratual não seria alterada pelos acordos bilaterais, ter-se-iam incoerências nos cálculos das receitas de venda e da obrigação de entrega das usinas comprometidas com CCEAR-D.

COPEL, NEOENERGIA

18. Estabelecer padrão para os termos aditivos dos CCEARs, que tratam os incisos II e III do Art 2º da REN 711/2016. Justificativa:

Embora a homologação pela Aneel dos aditivos contratuais tenha sido dispensada, entendemos que o mesmo não possa ser dito a respeito do teor destes documentos, que devem conter cláusulas mínimas e obrigatórias, uma vez que alteram o contrato original.

Neste sentido, sem prejuízo às condições de livre negociação bilateral proporcionadas pela REN 711/2016, bem como o disposto no referido ato normativo quanto a seus efeitos contábeis e financeiros, solicitamos respeitosamente apreciação da Aneel quanto ao estabelecimento de modelos de termos aditivos aos acordos bilaterais de CCEARs.

Lembramos que o tema “Modelo de Termo Aditivo” já foi objeto de discussão na CP012/2012, através da Nota Técnica 038/2013–SEM/ANEEL de 28/03/2013. Portanto, bastariam apenas algumas alterações nos termos aditivos ora aprovados pela Aneel, atualizando-os para o contexto atual da REN 711/2016.

Não aceita A contribuição não foi aceita por não ser objeto dessa AP. Contudo, os Termos Aditivos serão elaborados pela SRM e anexados ao respectivo Procedimento de Comercialização.

NEOENERGIA

19. Confirmar entendimento de que todas as modalidades de acordo bilateral previstas no artigo 2º devem ter termo aditivo contratual.

Não considerada A contribuição não possui caráter propositivo, por isso não foi considerada. Contudo, conforme indicado no quadro de contribuições da NT 108/2016–SRM/SGT/ANEEL, de 15/4/2016, esclarecemos que a obrigatoriedade de termos aditivos foi inserida apenas para os casos de redução permanente e rescisão no intuito de prover maior eficiência ao mecanismo.




PETROBRAS

20. Determinar a recontabilização, a partir de janeiro de 2015, do assunto tratado pela CCEE na página 24 de seu Descritivo de Alterações:

“Adicionalmente, foi identificada a necessidade de tratamento dos casos de atualização da Receita Fixa de combustível, sendo que o tratamento especifico do 12º LEN era estendido para os demais. Tal tratamento utilizava a variação do combustível no início do segundo ano contratual. Assim para os demais leilões, com exceção do 12º LEN, será considerada a variação ponderada do combustível pela geração inflexível, dos últimos 12 meses com relação ao mês de novembro do ano anterior, no cálculo do reajuste.”

Não aceita A despeito do mérito, a recontabilização será tratada em processo específico.

Repasse do Alívio Retroativo para as distribuidoras comprometidas com CCGF

CELESC

21. Por meio da Nota Técnica nº 224/2016–SRM/ANEEL, que cita os incisos VI e VI-A do art. 2º da Resolução ANEEL nº 446/2002, incluídos na REN nº 293/2007, estabelecem que eventual saldo positivo do excedente financeiro e das exposições positivas dos agentes de geração, decorrentes de diferença de preços entre submercados, deverá ser destinado, inicialmente à compensação das exposições negativas residuais do mês anterior, seguido de redução dos montantes de Encargos de Serviços do Sistema - ESS do mês corrente. Permanecendo o saldo positivo, este deverá ser usado para compensação das exposições negativas residuais e de ESS dos 12 meses anteriores de forma intercalada, ordenados do mês ‘m-12’ ao mês ‘m-2’, finalizando com pagamento de ESS do mês ‘m-1’ e, ainda restando saldo positivo, este deverá ser utilizado para formação de fundo de reserva para redução dos ESS de meses futuros.

Já prevista




Também citamos a REN nº 514, de 30/10/2012, que estabelece as condições para a contratação de Cotas de Garantia Física de Energia e Potência.

Em ambos os casos, o mecanismo atual de Regime de Cotas de Garantias Físicas prevê o repasse às distribuidoras de todos os efeitos contábeis da operação no MCP, ajustes de exposições financeiras, compensação do MRE, recebimentos de encargos referentes à compensação síncrona, e os pagamentos referentes aos encargos de segurança energética.

Porém, não foi dado tratamento igual para o agente de distribuição no alívio retroativo ao facultado ao agente de geração.

Concordamos com a providência adotada, pois corrige uma distorção ocorrida quando da alocação do risco hidrológico das cotas às distribuidoras.

NEOENERGIA

22. Alterar o recolhimento do prêmio de risco para que seja realizado no âmbito da liquidação financeira ao invés de realiza-lo na conta bandeira (CCRBT). Justificativa:

Da forma com que fora proposto nesta AP, o valor de repasse oriundo do processo de repactuação do risco hidrológico, quando da ocorrência de GSF inferior ao fator de risco repactuado pelo agente de geração, influencia os resultados de contabilização e liquidação financeira do agente, podendo acarretar, inclusive, em valores positivos no âmbito da liquidação financeira do Mercado de Curto Prazo. Por seu turno, o pagamento do Prêmio pelo Risco

Não aceita Não é objeto dessa AP rediscutir o que já foi tratado em audiência específica e definido no parágrafo 4º do art. 4º da REN 684/2015:

§ 4º O prêmio de risco será pago à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias - CCRBT até o primeiro dia útil do mês subsequente ao mês de competência, e será definido na forma definida no §7º, considerando a classe de produto e o fator f escolhidos pelo gerador, conforme ANEXO I.

Com relação ao rateio de inadimplência, a SRM está em fase de instrução de processo específico para que seja realizado o rateio por todos os agentes na proporção de seus votos (como ocorre atualmente após o desligamento), e não mais apenas pelos credores.




é direcionado para a CCRBT, não influindo nos resultados da liquidação financeira do mercado de curto prazo.

Tal tratamento pode trazer distorções no âmbito da liquidação financeira. Por exemplo, o valor de repasse decorrente da repactuação do risco hidrológico poderia resultar em exposição positiva para os agentes de geração na liquidação financeira da CCEE, acarretando na participação destes agentes no rateio das inadimplências setoriais. Poderia também, no caso da Usina Hidroelétrica Teles Pires, ser utilizado para amortizar a conta-gráfica energia, firmada no âmbito do Termo de Compromisso nº 03/2015. Por outro lado, o pagamento do prêmio pelo risco poderia acarretar em exposições financeiras negativas para os agentes de geração, o que permitiria que estes agentes não participassem do rateio de inadimplências setoriais ou que a UHE Teles Pires não fosse obrigada destinar recursos oriundos da repactuação do risco hidrológico para amortizar a conta-gráfica energia. Logo, a distorção de mercado supracitada se concretiza no momento em que as exposições financeiras positivas decorrentes do recebimento do valor de repasse se relacionam à liquidação financeira do mercado de curto prazo, mas não se relacionam ao pagamento do prêmio de risco decorrente da repactuação do risco hidrológico com o consumidor.

Geração fora da ordem de mérito, de usinas comprometidas com CCEAR, classificadas pelo ONS por mais de um motivo, em uma mesma hora

EDP

23. Aproveita-se o ensejo do aprimoramento proposto no âmbito desta AP para corrigir o tratamento dado ao despacho térmico fora da ordem de mérito em apenas um patamar de carga, o qual deve ensejar o recebimento de pelo menos o CVU correspondente, uma vez que i) restrições operacionais da usina que impossibilitam a operação em ciclos diários de parada e partida eram coerentes com as condições existentes quando da realização dos leilões; ii) o despacho de usinas termoelétricas

Não aceita O assunto já foi tratado por meio do Ofício 274/2016-SRG/ANEEL de 21/11/2016, em resposta à carta ABRAGET 046/16, de 3/10/2016 (48513.025390/2016-00).




associado a inflexibilidade trata-se do montante de despacho obrigatório pelo ONS declarado pelo agente de geração, o que não é o caso explanado; iii) o despacho de UTEs Tipo IA e IIA fora da ordem de mérito econômico trata-se de necessidade sistêmica e não do agente.

Alteração do ponto de aferição dos limites de potência injetada

EDP 24. Alterar o caderno de regras para que a aferição do limite de potência injetada seja realizado conforme proposto na abertura da AP.

Aceita

Redefinição da apuração de Alocação de Geração Própria

ABIAPE, ABEEÓLICA,

VOTORANTIM

25. Considerar, para fins de Alocação de Geração Própria, a Garantia Física “separado da carga”. Justificativa:

• a Garantia Física é oficial, com montante estabelecido pelo governo; • a Garantia Física corresponde à geração das usinas no longo prazo, conforme expectativa do Poder Concedente. Desvios entre o gerado e a Garantia Física no médio prazo são corrigidos mediante revisões ordinárias; • atender ao art. 26 da Lei 11.488/2007, valendo-se do poder discricionário da ANEEL em relação à questão; • está de acordo com as premissas do modelo pool, ou seja, a decisão de geração pelas usinas é consequência da ordem de mérito e não guarda relação com os contratos bilaterais (separação dos universos físico e financeiro); • está de acordo com o horizonte dos encargos (médio/longo prazo); • a própria discussão sobre a apuração horária/mensal é ultrapassada ao se considerar a Garantia Física; • respeita os acordos negociados entre os sócios das SPEs;

Não aceita Embora o tema não faça parte do escopo de alterações das REGRAS, destacamos que a utilização da energia gerada como base para definir a Alocação de Geração Própria se deve às disposições legais e regulatórias vigentes. Art. 74 do Decreto 5.163/2004 é claro quanto a utilização da energia gerada para esse fim:

Art. 74. Os autoprodutores e produtores independentes não estão sujeitos ao pagamento das quotas da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, tanto na produção quanto no consumo, exclusivamente com relação à parcela de energia elétrica destinada a consumo próprio.

O próprio Art. 26 da Lei nº 11.488/2007 citado também faz referência à energia elétrica produzida e não à garantia física.

Art. 26. Para fins de pagamento dos encargos relativos à Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, ao Programa de Incentivos de Fontes Alternativas - PROINFA e à Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis dos Sistemas




• solução automática para as situações de autoprodução com direitos especiais (o montante de direito do autoprodutor é livre do risco hidrológico garantido pelo contrato de concessão), não sendo necessário criar exceções nas regras; • discussões acerca do GSF ou da energia secundária deixam de existir, uma vez que a Garantia Física já contempla essas informações no longo prazo; • proporciona maior previsibilidade de custos com encargos, retirando as incertezas decorrentes do despacho centralizado, o que está de acordo com as políticas de estímulo ao investimento do governo; • fornece simplicidade na regulamentação, desenvolvimento e implantação de regras.

Isolado - CCC-ISOL, equipara-se a autoprodutor o consumidor que atenda cumulativamente aos seguintes requisitos: (..) III - que a energia elétrica produzida no empreendimento deva ser destinada, no todo ou em parte, para seu uso exclusivo.

(...)

ABIAPE

26. Sugerir que a Alocação de Geração Própria corresponda à Garantia Física para os autoprodutores com direitos especiais (UHEs Itá, Machadinho e Dona Francisca) onde os contratos de concessão garantem a parcela de energia livre de risco hidrológico.

Não aceita Vide justificativa da contribuição anterior.

ABIAPE

27. Recomendar que a apuração do débito anual deve estar limitada às fontes incentivadas cuja autorização seja anterior a 1º de janeiro de 2016.

Justificativa:

A proposta da ANEEL prevê um débito ex post quando parte da Garantia Física não for transmitida ao autoprodutor por meio de contrato de repasse. Pela proposta, o valor de tal débito é calculado em janeiro, sendo referente ao ano anterior e aplicado como um desconto na AGP para o ano corrente. A Associação entende que o objetivo desse mecanismo é descontar da AGP a venda de energia incentivada não abarcada a Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996.

Não aceita O instituto da Alocação de Geração Própria não faz distinção de fonte, seja ela convencional ou incentivada.




No contexto de um modelo pool, a Associação entende que a estratégia de contratação bilateral dos autoprodutores (que objetivam fazer hedge de preço) deveria ser irrelevante para a determinação da AGP.

ABIAPE, ABEEÓLICA,

VOTORANTIM

28. Sugerir que a regra de Alocação de Geração Própria apure um crédito pelo excedente de geração em relação ao consumo do autoprodutor.

Justificativa: Pela regra proposta, o montante de geração que excede o consumo em termos mensais não pode ser contabilizado como AGP nos meses seguintes. Conforme já discutido, no modelo brasileiro não se espera que a geração seja igual ao consumo para o APE. A Tabela 1 ilustra a situação em que a geração do APE supera o consumo nos primeiros meses do ano, embora em termo anuais a geração é inferior ao consumo. A aplicação da regra proposta implicaria em uma perda de 6 MWm para fins de AGP.

jan fev ma

r abr ma

i jun jul ago set out nov

dez Ano

Geração Alocada (A) 10 11 12 9 8 8 7 7 8 8 9 10 107

Consumo (B) 9 9 9 9 9 9 12 12 12 12 12 12 126 Mínimo (A,B) (AGP) 9 9 9 9 8 8 7 7 8 8 9 10 107 Perda de Geração 1 2 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6

Não aceita As aferições contratuais são apuradas anualmente para desconsiderar a sazonalidade contratual. O faturamento do desconto é realizado com base mensal.

ABIAPE, ABEEÓLICA,

VOTORANTIM

29. Alterar a linha de comando 14 do módulo de Alocação de Geração Própria para deixar clara a interpretação do descrito no

Não aceita Fora do objeto desta Audiência Pública. O tema será objeto de alteração de Procedimento de Comercialização, mediante Consulta Pública posterior.




§ 4º do Art. 26 da Lei nº 11.488, de 15 de junho de 2007, da seguinte forma:

“14. O Percentual de Propriedade Original do Agente é determinado pela participação do agente no empreendimento de geração. Como nos casos mais comuns de autoprodução apenas há um único agente consumidor proprietário da geração e suas cargas estão modeladas juntamente com a usina, não há necessidade de cadastro de específico para diferenciar proprietários. Porém, nos demais casos, como os de agentes com participação em usinas do mesmo grupo econômico, ou com participações societárias diversas ou detentoras de determinada porcentagens de ação com direito a voto, há a necessidade do cadastro específico para estabelecer a participação de cada proprietário na usina. Especificamente no caso de participação direta ou indireta do consumidor em Sociedade de Propósito Específico – SPE titular de empreendimento de geração, deve-se considerar para efeito da definição do percentual de propriedade original do Agente no Cadastro de autorização da usina:

a) o percentual das ações com direito a voto (ON) detidas pelo(s) acionista(s) direto(s) da Sociedade de Propósito Específico – SPE titular do empreendimento de geração, nos casos em que a energia elétrica produzida for alocada para o atendimento do consumo do(s) próprio(s) acionista(s) direto(s); ou

b) ao produto do percentual das ações com direito a voto (ON) detidas pelo(s) acionista(s) direto(s) da Sociedade de Propósito Específico – SPE titular do empreendimento de geração pelo percentual das ações com direto a voto (ON) detidas pelo(s) respectivo(s)




acionista(s) indireto(s) da Sociedade de Propósito Específico – SPE titular do empreendimento de geração, nos casos em que a energia elétrica produzida for alocada para o atendimento do(s) acionista(s) indireto(s).

Portanto, o Percentual de Propriedade Original do Agente é determinado conforme expressão: ”

Justificativa: A alteração do Art. 26 da Lei nº 11.488, de 2007, promovida pela Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015, permite alavancar os investimentos em autoprodução ao especificar o tipo de participação deve ser considerada para fins de base de cálculo de encargos, habilitando assim o desenvolvimento de modelos financeiros já consagrados, em particular o uso do mercado de ações para captação de recursos. A lacuna anterior fazia com que a diluição da participação em ações sem direito a voto no capital social da SPE reduzisse a parcela de geração própria não incidente de alguns encargos setoriais. A citada alteração na Lei corrige isso permitindo que o autoprodutor captar recursos privados de longo prazo por meio de ações sem direito a voto, sem perda a energia de autoprodução. No entanto, faz-se necessário o detalhamento desse processo para que se proporcione segurança tanto aos acionistas das empresas como aos potenciais novos investidores. É essencial que o texto presente nas Regras de Comercialização seja claro. Assim, é urgente definir Procedimento de Comercialização (PdC) para viabilizar este mecanismo.

ABIAPE 30. Incluir nas REGRAS um mecanismo que consolide na empresa responsável por transferir o benefício de APE ao sócio autoprodutor (ou seja, empresa A nº 1º nível) o somatório de todos

Não aceita Fora do objeto desta Audiência Pública.




os recursos das usinas modeladas no perfil desta empresa respeitando eventuais % de participação.

Justificativa: Visando alcançar todos os arranjos societários possíveis de um APE, a Associação propõe que a regra preveja, alternativamente, um mecanismo que consolide na empresa responsável por transferir o benefício de APE ao sócio autoprodutor (ou seja, empresa A no 1º nível) o somatório de todos os recursos das usinas modeladas no perfil desta empresa respeitando eventuais % de participação. Somente após esta consolidação de recursos no 1º nível, seria aplicado o percentual de ações com direito a voto detido pelo sócio APE para definição da parcela de geração passível de não incidência de encargos. O diagrama abaixo ilustra esta alternativa:

O tema será objeto de alteração de Procedimento de Comercialização, mediante Consulta Pública posterior.




ABIAPE

31. Propor a necessidade de estabelecer procedimentos para comprovação da participação societária dos agentes, bem como os prazos para possíveis alterações e a responsabilidade dos agentes, relativo ao acrônimo CADT_AUTO α,p - Cadastro de Autorização de Propriedade do Agente “α”, relativa à parcela de usina “p”.

Não aceita Fora do objeto desta Audiência Pública. O tema será objeto de alteração de Procedimento de Comercialização, mediante Consulta Pública posterior.

ABIAPE, ABEEÓLICA,

VOTORANTIM

32. Solicitar atenção da ANEEL na orientação aos agentes de distribuição, transmissão e ONS para que o ressarcimento proveniente do reprocessamento da Alocação de Geração Própria do ano de 2016 ocorra de forma imediata, transparente e padronizada.

Justificativa: Em 2016, prejuízos volumosos foram imputados aos autoprodutores em razão da perda da geração alocada para fins de AGP. Os autoprodutores reivindicaram exaustivamente para solucionar a questão junto a essa Agência e à CCEE. Em 17 de maio, a ANEEL publicou REN 719/2016, instituindo flexibilização nas regras aprovadas, de modo a mitigar os prejuízos decorrentes da Regra até então em vigor.

Em 11 de outubro, na abertura dessa Audiência, o Despacho 2.731/2016 decidiu:

“ii) suspender a aplicação do módulo Alocação de Geração Própria, aprovado pela Resolução Normativa 683/2015, atualizado pela Resolução Normativa nº 719/2016;

(iii) determinar à CCEE que: (a) para o ano de 2016, proceda à apuração da alocação de geração própria para abatimento de encargos a partir da geração

Já prevista Conforme Comunicado CO – 623/16 - Divulgação final do Relatório de Alocação de Geração Própria (AGP001) – Reapuração dos montantes de jan a ago/16 – a CCEE informou sobre a disponibilização dos relatórios AGP 001 (Alocação de Geração Própria) referentes aos meses de janeiro a agosto de 2016, em conformidade com o Despacho da ANEEL nº 2.731, de 11 de outubro de 2016. A ANEEL está atenta à questão e atuará no sentido de definir um padrão para o eventual ressarcimento decorrente do reprocessamento da Alocação de Geração Própria do ano de 2016, de modo que ele seja refletido nas apurações seguintes.




mensal resultante da contabilização de cada usina, limitada ao consumo mensal do agente proprietário da usina;

(b) após o processo de contabilização de 2016, proceda à verificação dos montantes dos contratos de repasse de autoprodução para eventual abatimento da alocação de geração própria no ano de 2017”. Em 31 de outubro, foi informado pela CCEE no CO 584/2016 que “a Câmara de Comercialização reprocessará até dia 18 de novembro os valores de Alocação de Geração Própria dos meses de janeiro a agosto de 2016”.

ABIAPE

33. Solicitar a extinção de todas as cobranças de penalidade ao longo de 2016 decorrentes do cálculo da Alocação de Geração Própria.

Justificativa: Outra distorção oriunda das regras de 2016 surgiu no cálculo da Penalidade de Energia. Apesar de, em teoria, a AGP não possuir relação direta com a penalidade, o cálculo da insuficiência de lastro teve influência de variáveis originárias do caderno de regras da AGP aprovados para 2016. Tal influência gerou a percepção errônea de falta de lastro em algumas situações, resultando na apuração de penalidades indevidas. Para mitigar os prejuízos, o Conselho de Administração da CCEE suspendeu temporariamente a aplicação de tais penalidades.

Já prevista O Despacho nº 2.731, de 11/10/2016, suspendeu a aplicação do módulo Alocação de Geração Própria, aprovado pela Resolução Normativa 683/2015, atualizado pela Resolução Normativa nº 719/2016.

ABRACE 34. Criar uma opção de declaração mensal por parte do agente, de forma similar a alocação, entre os montantes declarados e a alocação total de direito mensalmente.

Não aceita Entendemos que a apuração anual faz a verificação necessária do atendimento de unidades consumidoras correlatas por geração própria. Além disso, a forma de declaração da alocação será prevista em Consulta Pública de Procedimento de Comercialização.




Justificativa: Ao analisar a proposta de Regra para a Alocação de Geração Própria desta audiência pública, foi possível constatar a criação do Débito da Alocação da Geração que tem como intuito verificar os montantes alocados no ano anterior que serão efetivos conforme os contratos de repasse, no caso de usinas contabilizadas separadamente da carga. Diferente da regra anterior, onde a apuração que sofria uma elevada restrição na base temporal, sendo apurada de forma mensal e por intervalo de comercialização. A proposta atual tem uma apuração apenas em base anual, onde é criado um débito que em alguns casos poderá anular o benefício no longo prazo para alguns agentes. Considerando o exposto, caso um agente contrate apenas 10% do seu gerador, relativo a montante que é direito no ano de 2016, vide figura abaixo:

05000

10000150002000025000

jan/

16

fev/

16

mar

/16

abr/

16

mai

/16

jun/

16

jul/1

6

ago/

16

set/

16

out/

16

nov/

16

dez/

16

Alocação da Geração - 2016

ALOC_SEPARADO_CARGA EAT_CONTR_REP




Em Janeiro/2017 quando ocorrer a apuração do Débito de Alocação teremos os seguintes valores:

MWh Total 2016 ALOC_SEPARADO_CARGA 240.000 EAT_CONTR_REP 24.000 DEB_ALOC_SC 216.000

퐷퐸퐵_퐴퐿푂퐶_푆퐶 ,

= 푚á푥 0;푨푳푶푪_푺푬푷푨푹푨푫푶_푪푨푹푮푨휶,풇

− 푬푨푻_푪푶푵푻푹_푹푬푷휶,풇 Onde:

DEB_ALOC_SCα,f é o Débito de Alocação referente a Geração de Usinas Contabilizadas Separadamente da Carga para o agente “α”, no ano de apuração “f”

ALOC_SEPARADO_CARGAα,f é a Alocação de Geração de Usinas Contabilizadas Separadamente da Carga para o agente “α”, no ano de apuração “f”

EAT_CONTR_REPα,f é a Energia Anual Total dos Contratos de Repasse de Autoprodução para o agente “α”, no ano de apuração “f”

Nesse caso o benefício dos descontos na tarifa relativo aos encargos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), Programa de Incentivos de Fontes Alternativas (PROINFA) e Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC) serão com base na geração mensal, resultante da contabilização de cada usina, limitada ao consumo mensal do agente proprietário da usina.




Como consequência, o benefício dos descontos pode ser muito superior do que a estratégia de contratação da Carga pela usina, gerando um repasse de desconto significativo a curto prazo e carregando os efeitos financeiros devido a apuração da regra do débito, onde o agente só se beneficiará novamente após a finalização deste. Nessa situação poderemos ter diferentes tarifas do uso de distribuição/transmissão, que impactarão financeiramente de diferentes formas os agentes e seus fluxos de caixa.

Desta forma, a Abrace contribui para este regramento tenha maior flexibilidade aos agentes, por exemplo, criando uma opção de declaração mensal por parte do agente, de forma a limitar a alocação, entre os montantes declarados e a alocação total de direito mensalmente. Entretanto a apuração do débito de forma anual seria mantida, com isso pretende-se atender uma gama maior de possibilidades, possibilitando aos agentes a escolha da melhor estratégia de recebimento do benefício.

ABEEÓLICA

35. Não aplicar a proposta das regras 2017 para ajuste anual entre recursos e requisitos. Justificativa: A nova regra de comercialização prevê o ajuste anual ao calcular o débito na alocação de geração própria (acrônimo “DEB_ALOC”) quando os recursos são inferiores aos requisitos. Esse débito anual é calculado em janeiro referente ao ano anterior, com eventual desconto, caso DEB_ALOC > 0, de AGP a ser alocada no ano subsequente. O mecanismo imputa exclusivamente um ônus ao APE bloqueando o direito de o autoprodutor utilizar nos meses seguintes, para fins de AGP, a geração igual valor ao débito calculado. Se o objetivo desse mecanismo é apurar o duplo desconto (o desconto no fio e a não incidência de encargos), a

Não aceita O instituto da Alocação de Geração Própria não faz distinção de fonte, seja ela convencional ou incentivada.




comparação deveria ocorrer exclusivamente em relação às usinas de fontes incentivada com desconto no fio em que a autorização seja anterior a 1º de janeiro 2016. A Associação entende que não deveria existir o ajuste anual entre recursos e requisitos da forma como foi proposta para 2017. A comparação deveria abranger exclusivamente o tipo de energia incentivada anterior a 2016.

CCEE

36. Ajustar as linhas de comando 6.1.1.1.1 e 13.3, conforme a seguir:

Se o mês de apuração for janeiro:

Aceita




Justificativa: Necessidade de atualizar o saldo negativo, consideração a alocação realizada em dezembro.

Adicionalmente, foi alterada a dimensão das sobras alocadas dentro de um mesmo agente, que entram na composição desse saldo.

EDP

37. A alocação de geração própria para fins de desconto no pagamento dos encargos relativos à Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, ao Programa de Incentivos de Fontes Alternativas - PROINFA e à Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis dos Sistemas Isolado - CCC-ISOL, tem como geração efetivamente alocada o resultado da comparação mensal entre os parâmetros geração e consumo e, para usinas modeladas separadamente da carga, passou a ser necessária a presença de contrato de repasse de autoprodução, para garantir que a geração estava sendo destinada para atendimento da carga com verificação em montantes anuais. Ademais, tem-se a efetivação de alocação de geração própria para usinas que possuem direito a repassar desconto na TUSD/TUST a partir da venda de energia incentivada, como definido pela Lei nº 9.427/96. Para essas usinas, caso seja vendida energia incentivada em contratos, a alocação poderá não ser validada, não permitindo que seja considerado ao mesmo tempo que uma geração da usina seja utilizada para desconto nos encargos e para o desconto auferido pela compra de energia incentivada pela carga. Entendemos que devem ser retratados e coibidos a dupla apuração de subsídios pela mesma geração, quando da verificação de repasse ao mesmo tempo de desconto por venda de energia incentivada e de alocação de geração própria.

Não aceita Entendemos que a apuração anual faz a verificação necessária do atendimento de unidades consumidoras correlatas por geração própria.




A despeito da alegação dos agentes de que a regra de comparação horária entre parâmetros de geração e consumo, para usinas modeladas separadamente da carga, se mostrou restritiva, dado que seus parâmetros de geração e carga não coincidem em uma mesma hora, pela própria natureza das atividades de geração e consumo, entendemos que a alteração da verificação por patamar para montantes anuais pode causar distorção no balanço energético e apuração comercial do sistema. Ademais, se tais compensações ocorrerem em subsistemas distintos, não se perceberá impactos provenientes de sobre carregamentos do sistema. Desta forma, a proposta traz prejuízos à otimização dos recursos eletro-energéticos do sistema.

PETROBRAS

38. Possibilitar a aplicação dos “saldos” da geração passível de alocação, nos meses em que ocorrem os déficits em relação ao consumo do agente, dentro do mesmo ano civil. Operacionalmente, a CCEE poderia realizar a consolidação dessas “contas” no mês de janeiro do ano subsequente. Ocorrendo “déficit”, este seria abatido da energia destinada do agente para o ano de referência, análogo ao que foi proposto para os agentes que possuem cargas próprias contabilizadas separadamente das usinas (consórcios e SPEs), nos termos do trecho destacado abaixo, constante na página 7 da minuta do módulo “Alocação de Geração Própria”, disponibilizada nesta Audiência Pública:

“Para verificação do uso exclusivo da energia gerada para autoprodução, conforme Lei nº 11.488, será realizada uma verificação anual dos contratos bilaterais de repasse de autoprodução. Se o montante médio anual dos contratos de repasse de autoprodução for igual ou superior à energia de propriedade do consumidor participante do consórcio ou da SPE, baseado na Garantia Física da usina ou na geração média em caso de não haver Garantia Física definida, as

Não aceita Os descontos são concedidos em base mensal.




quantidades de alocação de geração própria serão integralmente efetivadas. No caso do montante médio anual ser menor, a quantidade faltante será abatida da alocação de geração própria a partir do mês de janeiro do ano seguinte.”

Justificativa:

Nos meses em que as usinas são despachadas pelo ONS, o volume gerado suplanta em muito o consumo mensal do agente, restando saldos significativos sem possibilidades de aproveitamento. Já para os meses em que não ocorrem os despachos, as cargas desses agentes ficam sujeitas ao pagamento de encargos, mesmo estando com o seu parque gerador à disposição do SIN.

Limitador na energia entregue à CCEAR-D com inflexibilidade priorizada

PETROBRAS

39. Determinar a recontabilização a partir de janeiro de 2014, conforme solicitado na correspondência GE-CORP/AR 0041/2015. Justificativa: O procedimento não se trata de um aprimoramento de regra, mas sim de correção de erro.

Não aceita A despeito do mérito, a recontabilização será tratada em processo específico. Cabe ressaltar que, conforme informado no Ofício 124/2016-SRG/ANEEL, as eventuais recontabilizações necessitavam primeiramente que os conceitos que envolvem inflexibilidade contratual tratados nessa AP fossem aprovados.

Nova valoração da penalidade de energia especial

ABEEÓLICA, ABIAPE,

ABRACEEL, ABRAGEL, COGEN, CPFL,

40. Excluir a proposta de alteração da penalidade de lastro de energia especial. Justificativa: Nessa Audiência, a ANEEL propõe diferenciar a penalidade por insuficiência de lastro de energia para o tipo especial em relação ao tipo não especial. A proposta consiste no valor da penalidade incidente para a energia especial ser alterado do VR para um preço definido pelo Regulador.

Não aceita Vide seção III.3.




CPFL RENOVÁVEIS,

EDP, F/G AGRO,

ÚNICA VOTORANTIM

Tal penalidade está associada ao mecanismo de incentivo à expansão da geração, a qual pode se dar por energia especial ou não especial de forma indiferente. Portanto, entende-se que a proposta de alteração da penalidade de lastro para a energia especial apresentada pela Aneel não deve ser aplicada.

ABRACE

41. Considerar, para o cálculo da penalidade de lastro de energia especial, um Valor de Referência considerando apenas os custos de expansão das fontes incentivadas. Na visão da Abrace a proposta colocada nesta audiência pública pode ser demasiadamente punitiva, ainda a distorção seria mantida, pois não existe nenhuma relação entre o custo de oportunidade para contratação de energia de fontes especiais e a tarifa média de energia praticada no SIN. Diante do exposto, caso a agência entenda ser necessário um aprimoramento no sentido de existir um valor de penalidade mais aderente aos Consumidores Especiais, a Abrace contribui para que seja calculado um Valor de Referência considerando apenas os custos de expansão das fontes incentivadas. Desta forma, seria possível refletir no valor das penalidades um custo da energia mais aderente a realidade desta classe de agentes.

Parcialmente aceita Vide seção III.3.

COPEL

42. Manifestar posicionamento favorável ao aprimoramento proposto nas Regras de Comercialização para o preço de referência para valoração da penalidade decorrente da insuficiência de lastro de energia especial.

Justificativa: 1) aumento expressivo no número de consumidores que passaram a contratar energia no Ambiente de Livre Contratação,

Aceita Vide seção III.3.




e que a expansão deste mercado tem se baseado, principalmente, na comercialização de energia especial; e

2) preços associados a este tipo de energia, proveniente de fontes alternativas, são distintos dos observados na energia convencional e, portanto, não aderentes ao Valor Anual de Referência – VR. Entendemos que a adequação da citada penalidade é justificada e adequada, a medida em que propõe a adoção de um parâmetro mais coerente e efetivo, provendo maior segurança ao mercado como um todo

TEMAS NÃO INCLUÍDOS NA AUDIÊNCIA PÚBLICA

Do Encargo de Serviços do Sistema - ESS decorrente do Deslocamento entre PLD e CMO

ABIAPE

43. Sugerir que a Garantia Física seja considerada para fins de definição do ESS ou, alternativamente, que seja ampliado o período de apuração do consumo líquido de base horária para mensal.

Justificativa: A geração termelétrica por ordem de mérito cujo CVU encontra-se acima do PLD não consegue recuperar a totalidade de seus custos unicamente via Mercado de Curto Prazo. Dessa forma, foi criado um encargo que provê recursos para garantir a recuperação total de tais custos. Tal encargo, aqui denominada de ESSdescolamento, é pago pelo consumo liquido, sendo tratado no Caderno Consolidação de Resultados. O cálculo do consumo líquido3 para incidência do ESSdescolamento, conforme aprovado para 2016, é feito em base horária, mesma situação que ensejou toda a atual discussão acerca da AGP. A apuração horária ignora a característica de modelo pool e

Não aceita Contribuição fora do escopo da AP, poderá ser tratada em processo específico que regulamentará a Lei 13.360/2016.




penaliza indevidamente o autoprodutor, minorando a geração própria para fins de AGP. Vale observar que a ANEEL, na NT 224/2016 SRM, parágrafo 97, reconhece:

“Nos casos de usinas despachadas centralizadamente pelo ONS, pelo fato de o Operador despachar a usina, os agentes não dispõem de qualquer controle para coincidir a geração e a carga”.

Adicionalmente, o Voto do Diretor da ANEEL Edvaldo Alves de Santana, em trecho transcrito abaixo, aponta a previsibilidade e a proteção contra as decisões do ONS como argumentos para alterar a base de cálculo de encargo similar. Tal argumento é corroborado pela Nota Técnica nº 84/2007-SRE/SRG/SEM.

“A conclusão básica e, de certa forma, óbvia, é que com a adoção do critério energia assegurada alocada (MRE), os APE’s e PIE’s com unidade de consumo correlata têm maior previsibilidade em relação aos recolhimentos referentes aos encargos mensais, não estando sujeito a exposições relativas a variações provocadas pelo despacho centralizado realizado pelo ONS. Isso deixou de existir com a REN nº 166/05.“

Dessa forma, a Associação sugere que a Garantia Física seja considerada para fins de ESSdescolamento, ou, alternativamente, que seja ampliado o período de apuração do consumo líquido de base horária para mensal créditos de geração excedente ao consumo conforme sugerido anteriormente para AGP.




Do Ressarcimento por geração anual abaixo do Limite Inferior do 2º Leilão de Fontes Alternativas

ABEEÓLICA

44. Realizar o débito do ressarcimento do 2º LFA/2010 na primeira parcela do mês subsequente à apuração anual, de forma a evitar que seja aplicado atualização monetária.

Justificativa: Considerando a peculiaridade do 2º LFA/2010 de receber a receita fixa em única parcela, foi convencionado nas regras de comercialização que o ressarcimento é realizado apenas no mês seguinte à sua aplicação, o que causa a incidência de atualização monetária. Essa dinâmica de atualização monetária não ocorre nos demais Leilões, pois há o débito na parcela P3 do mês de aplicação.

A ABEEólica solicita que seja realizado tratamento específico para que o ressarcimento ocorra na parcela P1 do 2º LFA de forma a evitar a incidência de atualização monetária.

Aceita A despeito de concordar no mérito com o aperfeiçoamento, devido à inexistência de tempo hábil para operacionalizar o pleito, a CCEE deverá prever na versão de Regras 2018 a ser encaminhada à SRM a alteração do caderno de Receita de Venda de CCEAR para que trate a cobrança de ressarcimento já na parcela P1 para todos os leilões de energia eólica. A alteração para todos leilões da referida fonte visa a unificação no sentido de simplificar as regras de comercialização, além de que a única motivação para cobrança do ressarcimento iniciar em P3 consistia justamente na restrição operacional apresentada pela CCEE à época.

Correção da consideração do ENF_dtf e ENF_dtq no cálculo do saldo acumulado do agente de fonte eólica comprometido com contratos por disponibilidade

ABEEÓLICA

45. Ajustar as regras de comercialização para que os acrônimos ENF_DTF e ENF_DTQ permitam a formação de saldo.

Justificativa: Os agentes de geração que cumpriram seus cronogramas de implantação foram duplamente prejudicados. No primeiro momento sendo impedidos de escoar a produção e no segundo momento ao não terem reconhecidas nas regras contratuais os montantes de energia que deixaram de produzir devido ao atraso da entrada em operação comercial das instalações de transmissão/distribuição. Conforme poderá ser comprovado pelos agentes, a proposta da ABEEólica se baseia no fato de que os parques eólicos teriam condições de gerar acima de suas respectivas garantias físicas.

Não aceita O contrato é claro ao determinar que: “5.12. O atraso, desde que verificado pela ANEEL, da entrada em operação comercial das instalações de uso do âmbito de distribuição ou de transmissão da Rede Básica, necessárias para o escoamento da ENERGIA produzida pela(s) USINA(S), não exime o COMPRADOR das obrigações previstas na Cláusula 8ª, desde que a(s) USINA(S) estejam em condições de entrar em operação comercial, a ser necessariamente verificado pela ANEEL, exceto no caso de alteração, solicitada e/ou causada pelo VENDEDOR, das informações de acesso aos sistemas de distribuição ou transmissão vigentes quando da realização do LEILÃO, e não caracterizará a insuficiência de lastro




A atual forma de cálculo da formação do Saldo (expressão 4 abaixo) deve ser corrigida para que passe a considerar a diferença entre a curva de disponibilidade declarada no CCEAR e o que fora usado para atender até o limite contratual.

do VENDEDOR no CCEAR prevista na subcláusula 5.6(ii).”

A cláusula 8ª diz respeito ao pagamento da receita fixa mensal para o vendedor, ao passo que a subcláusula 5.6 versa sobre os montantes de energia a serem entregues ao contrato em caso de adiantamento ou atraso na entrada em operação comercial. Ou seja, o contrato não prevê o pagamento ao agente de eventuais custos de oportunidade.

Destinação de energia para o ACL conforme cláusula 5.14 do CCEAR

ABEEÓLICA

46. É necessário inserir nas Regras 2017 a opção do vendedor destinar os montantes produzidos acima das obrigações de constituição dos saldos para comercialização no ACL, conforme prevê a cláusula 5.14 do CCEAR do 2º LFA e esclarecimento ao Leilão 7/2010: “5.14. Os montantes de ENERGIA produzidos além das obrigações previstas na subcláusula 6.1 que resultem em SALDO ACUMULADO superior àqueles a seguir discriminados não integrarão a(s) ENERGIA(S) CONTRATADA(S) e respectiva(s) POTÊNCIA(S) ASSOCIADA(S), e serão comercializados pelo VENDEDOR, conforme condições previstas nas REGRAS e PROCEDIMENTOS DE COMERCIALIZAÇÃO:

(i) 30% (trinta por cento) no primeiro ano do quadriênio (ii) 20% (vinte por cento) no segundo ano do quadriênio; (iii) 10% (dez por cento) no terceiro ano do quadriênio; (iv) zero no quarto ano do quadriênio.”

Figura 1 – Esclarecimento do Leilão nº 7/2010

Não aceita As regras de comercialização operacionalizam o disposto na subcláusula 5.14 em acordo com o referido esclarecimento do Leilão 7/2010: ao atingir o saldo acumulado do ano (30% no primeiro, 20% no segundo, 10% no terceiro e zero no quarto), a energia é então liberada para que o agente a comercialize no ACL ou a liquide no PLD do período de contabilização. Por exemplo, considerando-se um agente que:

(i) Vendeu 100% da usina no Leilão; (ii) Possui início de quadriênio em janeiro de 2016; (iii) Gerou até outubro de 2016 o total equivalente a

130% de seu compromisso anual de entrega (ou seja, atingiu o saldo acumulado referente ao primeiro ano do quadriênio); e

(iv) Gerou em novembro de 2016 o montante de 10% de seu compromisso anual de entrega.

Nesse caso hipotético, o agente poderá liquidar toda energia gerada em novembro de 2016 (10% de seu compromisso anual) ao PLD médio do mês de novembro (período de contabilização) ou comercializá-la no ACL (obviamente, sujeito à penalidade por insuficiência de lastro, caso o agente não disponha de garantia física




ou contratos de compra suficientes para lastrear suas vendas na média móvel de12 meses). Vale ressaltar que nos casos em que o agente vendeu apenas 70% da usina no Leilão, por exemplo, as regras alocarão automaticamente apenas 70% da energia gerada no CCEAR até que o saldo acumulado seja atingido, podendo os 30% restantes serem comercializados conforme o agente definir (alocados no CCEAR até atingir o saldo acumulado, comercializados a PLD ou no ambiente livre conforme regras de comercialização).

Cálculo da Garantia Física Apurada

ABEEÓLICA

47. Exclusão do item 3.1 do caderno de regras para que se considere a Garantia Física vigente publicada pelo MME. Justificativa:

A regra vigente (versão 2016.2.0) para cálculo da Garantia Física Apurada – que é utilizada como parâmetro para comercialização – determina que as usinas que tenham alteração de características técnicas aprovadas pela ANEEL, mas não tenham sua nova garantia física publicada pelo MME, terão sua Garantia Física Apurada calculada com base no item 3.1 do caderno de Regras de Comercialização. O art. 3º da Portaria MME nº 416, de 1º/09/2016, alterada pela Portaria MME nº 251 de 06/07/2016 estabelece que a ANEEL deverá comunicar ao MME os casos de empreendimentos que tiverem Alteração de Características Técnicas aprovadas e publicadas até as datas contidas no parágrafo 1º e cuja garantia física também sofra alteração, para que o MME reveja sua GF (parágrafo 2º). A referida Portaria não evidencia um prazo para que o Ministério de Minas e Energia publique as Garantias Físicas revisadas e,

Não aceita O assunto já foi discutido ao longo da Audiência Pública 84/2015 e foi tratado na seção III.3 da NT 131/2016–SRM/ANEEL, em que se concluiu ser adequada a manutenção da proporcionalização de GF nas Regras. Por exemplo: Uma usina com 5 UG’s de 20MW cada, totalizando 100MW de capacidade instalada, resultou em GF de 60MW. Caso haja uma alteração para 4 UG’s de 20MW cada (todas em operação comercial), mas ainda sem ainda o recálculo da GF pelo MME, a proporcionalização resulta em um F_COM_GF de 80%, aplicado sobre a GF de 60MW (que tem como base 5 UG’s), resultando em uma GFIS de 48MW. Ademais, a álgebra efetua ainda a aplicação das perdas e do fator de disponibilidade.




portanto, o empreendedor não possui gerenciamento quanto à estratégia de comercialização de sua própria garantia, restando apenas aguardar pela publicação da mesma. Segundo as Regras de Comercialização vigentes, a proporcionalização da garantia física por alteração de características técnicas acontece pelo acrônimo F_COM_GF, penalizando o empreendedor em caso de redução de capacidade total por rateá-la conforme o número de máquinas em operação comercial vinculadas ao cálculo, não à capacidade total efetivamente instalada.

Como o empreendedor não gerencia o prazo de publicação de sua garantia física entendemos não ser correta a aplicação da referida regra de rateio, tendo em vista que:

A legislação vigente prevê alteração de garantia física apenas por meio de portaria emitida pelo MME;

A aplicação de uma regra pela CCEE sobre a Garantia Física, alterando-a seja positiva ou negativamente, pelo fato de não publicação de uma nova GF pelo MME, tem o mesmo peso e efeitos de uma alteração de garantia física pelo MME;

A medida que vem sendo aplicada afeta Empreendedor, sem que ele tenha dado causa alguma ao problema, podendo inclusive ser obrigado a pagar por penalidades de falta de lastro de energia mesmo tendo ele, empreendedor, cumprido com todas as suas obrigações.




Encargo de Serviço de Outras Tecnologias por Restrição de Operação

AES BRASIL

48. Criar um encargo de serviço de outras tecnologias por restrição de operação, com valor mensal de remuneração determinado pelo CMSE.

Justificativa: Conforme previsto pelo Art. 59 do Decreto 5163/2004, “as regras e procedimentos de comercialização da CCEE poderão prever o pagamento de um encargo destinado à cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços ancilares, prestados aos usuários do SIN, que compreenderão, dentre outros”. Para adequação das Regras de Comercialização ao enquadramento de outras tecnologias que prestem serviço a sistema energético com restrição de operação, propõe-se a inclusão de fórmula relativa ao pagamento a ser realizado a estes empreendimentos, sendo o enquadramento e a definição do valor mensal de pagamento estabelecidos pelo MME. Como existem outras tecnologias entrantes no sistema que podem auxiliar na restrição de operações, propõe-se, desde já, a inclusão dessa possibilidade de remuneração à estas outras tecnologias, adaptando a regulação vigente aos avanços tecnológicos.

Não considerada Contribuição fora do objeto da Audiência Pública.

Ajustes decorrentes de decisão do CAd CCEE

CCEE

49. Criar acrônimo ADDC para o cálculo da GFIS_AC_PRE_M no caderno de comprometimento de usinas. Além disso é proposto que a vinculação da usina do contrato esteja de maneira explicita na álgebra. Justificativa: Os acrônimos apresentados utilizam valores históricos no seu cálculo. Assim, em situação análoga a demais cálculos que

Aceita Vale destacar que, conforme previsto no inciso V do artigo 3º da REN 701/2016 (norma de monitoramento de mercado), a CCEE deverá encaminhar até 1º de março de cada ano as informações de ADDC referentes ao ano civil anterior.




utilizam variáveis históricas – a exemplo do cálculo do G_TOT_PRODp,t,l,m onde existe o ADDC G_TOT_CERp,t,l,m - entendemos necessária a inclusão de ADDC para que seja dado tratamento imediato de comandos regulatórios extraordinários, além de antecipar efeitos de eventuais recontabilizações aprovadas enquanto não ocorrer a reapuração dos meses históricos. Assim, recomendamos a inclusão de ADDC (ADDC_GFIS_ACL_PRE_Mp,m-1) no caderno de Regras Comprometimento de Usinas nas linhas de comando 26.2 e 41 para tratamento de usinas à biomassa e nas linhas de comando 72.2 e 90 para tratamento de usinas eólicas, conforme fórmulas propostas.

CCEE

50. Criar acrônimo ADDC para as flags de verificação de ultrapassagem dos limites de potência injetada no caderno de medição contábil nas linhas de comando 56.1, 56.2, 56.3, 57.1, 57.2, 57.3, 58.1, 59.1.1, 59.1.2, 59.1.3 e 59.2.

Justificativa:

Para usinas que comercializam energia incentivada e/ou especial, a verificação da ultrapassagem dos limites de potência injetada, bem como eventual reincidência e período de penalização, é realizada utilizando um histórico de 12 (doze) meses.

Dado esse cenário entendemos necessária a inclusão de ADDCs para que seja dado tratamento imediato de comandos regulatórios extraordinários, além de antecipar efeitos de eventuais recontabilizações aprovadas enquanto não ocorrer a reapuração dos meses históricos.

Aceita Vale destacar que, conforme previsto no inciso V do artigo 3º da REN 701/2016 (norma de monitoramento de mercado), a CCEE deverá encaminhar até 1º de março de cada ano as informações de ADDC referentes ao ano civil anterior.




Ajustes de acrônimos

CCEE

51. Corrigir a descrição de acrônimo novo criado na linha de comando 58.1 do módulo de Medição Contábil, de “13 meses” para “12 meses”.

Justificativa: Considerar a suspensão de 12 meses de maneira análoga às demais linhas de comando e a regulamentação vigente.

Aceita

CCEE

52. Corrigir a dimensão do acrônimo PLD_ANUAL, PLD_ANUAL_REOL, PLD_QD_REOL e ADDC_TAF_PROD do caderno de Receita de Venda.

Justificativa:

Necessidade de correção da dimensão, uma vez que o ressarcimento é realizado por contrato. Alteração no momento do cálculo dos preços do ressarcimento, para contemplar o mês da rescisão.

Aceita

CCEE

53. Considerar o momento dos cálculos do PRIC e CVM.

Justificativa: Alteração no momento do cálculo dos preços do ressarcimento, para contemplar o mês da rescisão.

Aceita

Cálculo do Fator de Disponibilidade Anual

COGEN, ÚNICA

54. Em 27.10.2016, a Portaria MME nº 211 foi publicada no Diário Oficial, com a lista das garantias físicas de energia revistas, que valerão a partir de janeiro de 2017, para usinas produtoras de bioeletricidade para o Sistema Interligado Nacional - SIN. A revisão da garantia física de energia ocorre em função da Portaria MME nº 564, de 17.10.2014, que estabeleceu a

Aceita Conforme instruído na Nota Técnica nº 144/2016-SRG/ANEEL, de 01/12/2016, as áreas técnicas recomendaram a suspensão, para 2017, dos efeitos do Capítulo II da REN 614 sobre as usinas por ele abrangidas, por meio da adoção do valor 1 para o F_DISP.




metodologia para as usinas termelétricas movidas à biomassa com Custo Variável Unitário - CVU nulo.

Tal tema tem relação com a Resolução Normativa ANEEL nº 614, de 03.06.2014, que estabeleceu critérios para o cálculo da garantia física apurada de usina eolioelétrica e termelétrica inflexível com Custo Variável Unitário − CVU nulo, conectada ao SIN, cuja garantia física tenha sido estabelecida em legislação específica. Em 06.05.2015, a UNICA enviou o Ofício Presi 073/2015, para essa Superintendência, assinalando que ambos normativos tratam da revisão dos montantes de garantia física apurada e de garantia física de energia, com base na geração de energia elétrica verificada, trazendo impactos replicados nos montantes de energia a considerar para fins de verificação do lastro dos respectivos contratos de venda de energia, a partir de 1º de janeiro de 2017.

Em 07.11.2016, a COGEN e a UNICA enviaram novo ofício à ANEEL solicitando procedimentos similares citado no Ofício Presi UNICA 073/2015.

Diante disto, e considerando a publicação da Portaria MME nº 211 em 27.10.2016, reforçamos a preocupação dos geradores de energia à biomassa quanto à importância de que essa questão da garantia física seja tratada tempestivamente nesta Audiência Pública 067/2016, ao mesmo antes, para se garantir que não haja dúvidas ou interpretação equivocada da legislação vigente por parte dos agentes setoriais que tratam, executam e são impactados pelos dispostos nas Regras e Procedimentos de Comercialização do setor elétrico.




Exposição involuntária devido a migração de consumidor especial

EDP

55. Propor que sobras não compensadas referentes a migração de consumidores especiais para o ACL ocorrida anteriormente a 2016 sejam reconhecidas como sobrecontratação involuntária.

Justificativa: Assim como no caso em que a distribuidora não mais possuir, em seu portfólio, contratos de energia existente, deve-se considerar os montantes não reduzidos quando da migração de clientes potencialmente livres ao ACL, independente da data, também como sobrecontratação involuntária, observando os critérios de Máximo Esforço para sua mitigação.

Não considerada Contribuição fora do escopo da AP.

MCSD de Energia Nova

ÉGIDE, NEOENERGIA

56. Operacionalizar o MCSD de Energia Nova nas regras de comercialização 2017.

Justificativa: Dar previsibilidade aos agentes dos impactos da participação de grandes empreendimentos hidráulicos em fase de motorização de suas unidades geradoras.

Não aceita A REN 693/2015 definiu em seu artigo 10 que o processamento do MCSD pode ser realizado por meio de MAC até 2017:

“Art. 10º A CCEE deverá promover o primeiro processamento do MCSD Energia Nova: I – até 31 de dezembro de 2016, exclusivamente com CCEARs na modalidade quantidade; e II – até 31 de dezembro de 2017 também com CCEARs na modalidade disponibilidade. Parágrafo Único. Excepcionalmente para os anos de 2016 e 2017, a CCEE poderá promover os processamentos nas modalidades quantidade e disponibilidade por meio de Mecanismo Auxiliar de Cálculo do MCSD.

A inserção do referido MCSD no âmbito das regras ocorrerá ao longo do ano de 2017.




Rateio de Inadimplência

PETROBRAS

57. Solicitar alteração das regras para que o rateio de inadimplência seja feito por todos os agentes de mercado na proporção de seus votos, e não mais somente entre credores da liquidação. Justificativa:

A Petrobras entende como desejável e oportuno o apoio da ANEEL na busca de uma solução estrutural para o atual critério de rateio das inadimplências no mercado de curto prazo (MCP) da CCEE. O que acontece é que, caso ocorra o inadimplemento no cumprimento das obrigações por determinado agente devedor, sua garantia financeira é imediatamente executada. Todavia, em função da impossibilidade de identificar contrapartes nas transações do MCP, sempre que a garantia aportada não for suficiente para cobrir os valores devidos e ocorrer inadimplência, é realizado um rateio do valor inadimplido entre os agentes credores no processo, nos termos do § 1º do artigo 47 do anexo à Resolução Normativa ANEEL 109/2004. Da mesma forma, caso uma liminar ou tutela antecipada seja concedida em processo judicial que desobrigue um determinado agente de mercado de efetuar o pagamento dos valores devidos na contabilização mensal da CCEE, os valores não pagos por esses agentes também são rateados somente entre os agentes com posição credora, conforme dispõe o artigo 10º da Resolução ANEEL 552/2002. Isso significa que a atual regra de rateio representa um critério desequilibrado na participação dos agentes nas liquidações, onerando consideravelmente um grupo de agentes que,

Não aceita A despeito de concordar no mérito, como a alteração envolve afetação de direitos, há necessidade de abertura de audiência pública para discutir o assunto com todo o mercado. A SRM já está em fase de instrução desse processo para abertura da AP.




conjunturalmente, apresentam créditos nas suas contabilizações. Os demais agentes ficam isentos desse ônus, mesmo possuindo grandes volumes comercializados na CCEE. É importante ter em destaque que a inadimplência na liquidação do MCP é um problema do mercado e não do agente que conjunturalmente se encontra credor. A mera possibilidade de assumir inadimplências vem ainda provocando distorções secundárias no ambiente de contratação de energia, pois diversos Agentes passam a comercializar energia com margens negativas simplesmente para não apresentarem créditos nos processos de liquidação e assim não assumirem inadimplências e “não pagamentos”. Infelizmente, para o agente termelétrico não há o que fazer, pois em situações de necessidade de manutenção da garantia de suprimento energético, há um grande volume de despacho cujas receitas tornam-se créditos nos processos de liquidação do MCP, o que faz com que o agente termelétrico seja praticamente condenado a assumir grande parte das inadimplências e “não pagamentos” no MCP. Mais grave ainda é que, sem os recebíveis do MCP, o agente termelétrico não consegue recursos para pagar seu supridor de combustível, que normalmente representa mais de 80% dos custos variáveis de geração de uma usina termelétrica. Para evitar essa situação desarrazoada, faz-se extremamente necessário que a ANEEL promova um aperfeiçoamento urgente nos critério para rateio de inadimplência e “não pagamentos” no MCP.




Cálculo da Garantia Física Apurada

SÃO JOÃO ENERGIA

58. No cálculo da Garantia Física Ajustada pelas Perdas (GF_AP) do módulo de comprometimento de usinas, utilizar como base de cálculo a garantia física original no instante da participação do leilão, ao invés da garantia física revisada. Justificativa:

Quando da definição original da garantia física das usinas para participação em leilões regulados anteriores a 2011, o investidor fez o seu planejamento estratégico e comercial para o ambiente livre (para os empreendimentos não comprometidos integralmente com o ACR) tendo já fixado o percentual mínimo do seu lastro e de sua geração mensal comprometidos com o ACR, ou seja, o quanto de sua geração mensal projetada iria ser destinada obrigatoriamente para os produtos do qual o mesmo possui comprometimento no ACR e o quanto de sua garantia física mensal sazonalizada estariam disponíveis no ambiente livre. Com base neste percentual, muitos agentes do mercado já firmaram compromissos de longo prazo no ambiente de livre contratação levando em consideração a parcela da geração e lastro que não foi obrigatoriamente alocada aos contratos do ambiente regulado.

Desta forma, entende-se que o correto seria a regra de comercialização citada manter o mesmo percentual mínimo de geração/lastro mensal que são alocados ao ACR para usinas de fonte biomassa comprometidas com leilões anteriores a 2011ou LER, sem levar em consideração os efeitos da revisão dada pela portaria nº 211, de 26/10/2016 do MME.

Não aceita A alteração do percentual de comprometimento deve ser realizada para que seja atendido o compromisso contratual frente à nova garantia física.




Ressarcimento

NEOENERGIA

59. Propor alteração do ressarcimento de forma que: (i) o tratamento da liquidação dos ressarcimentos seja inserido em um documento formal, tipo Resolução, Regra de Comercialização ou mesmo em Procedimento de Comercialização de modo a respaldar a prática correta além de uniformizar o procedimento tendo em vista a devida conduta contábil e regulatória; e

(ii) caso o resultado líquido do valor a ser faturado pelo vendedor corresponda a um crédito a favor do comprador, este último possa emitir uma nota de débito quitando o ressarcimento no próprio mês, não financiando assim débitos do vendedor dos contratos.

Justificativa: Um inconveniente da forma atual de quitação dos ressarcimentos x receita de venda é a falta de uniformidade de tratamento entre os vendedores. Alguns vendedores faturam energia, ressarcimento, multas, ajustes e correção em uma única rubrica na Nota Fiscal, ocasionando dificuldade no controle e baixa das contas a receber, registro da despesa de compra de energia, demonstrações para SAMP e apresentação a auditoria. Enfim, há impacto fiscal, contábil e regulatório. Alguns vendedores emitem uma nota de débito referente à cobrança da receita de venda e em paralelo emitem outra nota de crédito com o valor do ressarcimento. Há ainda casos em que a nota de crédito referente ao ressarcimento é emitida pela própria concessionária de distribuição.

Não aceita A forma de faturamento realizada por cada agente não é objeto das regras de comercialização.

Contratação de Energia de Reserva

NEOENERGIA 60. Alterar a linha de comando de retenção de receita fixa mensal, conforme a seguir:

Não aceita A retenção de receita de empreendimentos em atraso de que tratam as Regras decorre de cláusula contratual.




8. Caso o empreendimento de geração não entre em operação comercial na data programada, a Receita Fixa Mensal poderá ser retida, por determinação da ANEEL no caso de usinas comprometidas com o 1º Leilão de Energia de Reserva, durante todo o um período mínimo em que for mantida tal expectativa. Todavia, a partir da entrada em operação comercial da usina, o lançamento da receita fixa mensal será realizado conforme a determinação em cada. CER: (...) 25. Caso o empreendimento de geração não entre em operação comercial na data programada, a Receita Fixa mensal será retida por determinação da ANEEL durante todo o um período mínimo em que for mantida tal expectativa. Todavia, quando da entrada em operação comercial da usina, o lançamento da receita fixa mensal voltará a ser feito. (...) 47. A partir do primeiro mês do período de apuração da entrega da energia contratada estabelecida no CER, o Agente Vendedor de Energia de Reserva terá direito ao recebimento da Receita Fixa Mensal, desde que o estágio de implantação do empreendimento de geração comprometido com o CER esteja em operação comercial. Caso o empreendimento de geração não entre em operação comercial na data estabelecida no contrato, a Receita Fixa mensal será retida na CONER durante todo o período em que for mantida tal expectativa. Todavia, quando da entrada em operação comercial da usina, o lançamento da receita fixa mensal voltará a ser feito, observando o disposto no contrato. (...) 65. O Total de Receita Retida é obtido com o objetivo de controlar o recurso financeiro não repassado aos agentes comprometidos com a contratação de energia reserva, devido ao atraso da entrada em operação comercial dos empreendimentos

Contrato – 1º LER (003/2009): 8.7. O VENDEDOR, independentemente da entrega de ENERGIA, terá direito a receber, a partir do início do PERÍODO DE ENTREGA DA ENERGIA CONTRATADA, em relação a cada mês desse período, um duodécimo do valor da RECEITA FIXA definido na Subcláusula 8.6. 8.7.1.O efetivo pagamento da RECEITA FIXA estará condicionado à entrada em operação comercial da USINA, devendo os recursos financeiros associados a este pagamento ficarem retidos na CONER. 8.7.2.Após a entrada em operação comercial da USINA, todos os recursos financeiros de que trata a Subcláusula 8.7.1 serão lançados como crédito do VENDEDOR na LIQUIDAÇÃO FINANCEIRA RELATIVA À CONTRATAÇÃO DE ENERGIA DE RESERVA, nos termos da Subcláusula 8.1.1. 8.7.3.Não se aplica o disposto na Subcláusula 8.7.1 nos casos previstos na Subcláusula 5.12.

Contrato – 4º LER (003/2011): 7.8. O VENDEDOR terá direito a receber, a partir do início do PERÍODO DE ENTREGA DA ENERGIA CONTRATADA, em relação a cada mês desse período, um duodécimo do valor da(s) RECEITA(S) FIXA(S) definida(s) na subcláusula 7.7. 7.8.1.O efetivo pagamento da(s) RECEITA(S) FIXA(S) estará condicionado à entrada em operação comercial da(s) USINA(S), devendo os recursos financeiros associados a esse pagamento ficarem retidos na CONER caso essa condição não se verifique. 7.8.2.Após a entrada em operação comercial da(s) USINA(S), os recursos financeiros de que trata a subcláusula 7.8.1 serão lançados como crédito do




de geração, que deverá ser mantido no saldo da CONER, por xx meses conforme determinado pela ANEEL. O total de receita retida no mês de apuração do Encargo de Energia de Reserva será calculado de acordo com a seguinte expressão: (...) 120. O Excedente de Saldo na CONER identifica se a CONER possui montante financeiro mais que suficiente para realizar todos os pagamentos aos agentes vendedores dos Contratos de Energia de Reserva, liquidar os custos administrativos da CCEE, manter o Fundo Garantidor e a Receita Retida, que será liberada apenas no ressarcimento de cada CER conforme determinação da ANEEL. Caso o saldo seja mais que suficiente para as finalidades citadas, o excedente será destinado como crédito para os agentes pagadores de EER na próxima contabilização do MCP: Justificativa:

Diante da crise econômica que abate o país, refletindo fortemente no mercado de energia elétrica e consequentemente nos resultados financeiros dos agentes setoriais, entendemos como inadequada a retenção de qualquer recurso financeiro, que não tenha uso imediato e/ou conhecimento de sua real necessidade. A retenção proposta não está prevista na REN nº 337/2008 e poderá ensejar a busca de recursos de outras fontes, como bandeiras tarifárias, elevação de CDE, repactuações e parcelamentos de dívidas e riscos, para fazer frente às elevadas despesas dos agentes com as liquidações do Mercado de Curto Prazo - MCP, especialmente causadas pela situação hidrológica desfavorável, dos últimos anos, e pela forte judicialização setorial. Atualmente, a restituição dos excedentes da CONER reduz a necessidade de recursos para a liquidação do MCP e, em

VENDEDOR na LIQUIDAÇÃO FINANCEIRA RELATIVA À CONTRATAÇÃO DE ENERGIA DE RESERVA, na proporção da potência da(s) unidade(s) geradora(s) em operação comercial em relação à potência da(s) USINA(S), nos termos da subcláusula 7.2.1. 7.8.3.Não se aplica o disposto na subcláusula 7.8.1 nos casos previstos na subcláusula 7.17.




particular, para as despesas com o risco hidrológico das cotas de garantia física dos agentes de distribuição. Também vislumbramos risco de elevação do pagamento indevido de impostos pela CCEE devido a tal retenção, como já ocorreu em situações passadas. Além disso, tradicionalmente a CONER tem apresentado excedentes financeiros que, mesmo com a sensível redução de receitas após a redução do valor teto do PLD em 2015, tem resultado na ausência de cobrança dos Encargos de Energia de Reserva - EER de seus usuários por vários meses, como pode ser visto no quadro anexo, disponibilizado pela CCEE. Sobre a Receita Retida para utilização por ocasião do ressarcimento, caso não exista montante financeiro na CONER no momento da liquidação da primeira parcela, poderá ser utilizado parte do Fundo de Garantia, estabelecido na REN nº 337/2008, destinado a cobrir eventual inadimplência no recolhimento do EER. O referido Fundo representa 50% do valor do pagamento integral dos Agentes Vendedores de Energia de Reserva, no mês de referência, e é recomposto mensalmente, o que garante disponibilidade de considerável de recursos. Entendemos que a álgebra não necessita de alteração e que o comando da ANEEL para o período de retenção poderá ser definido anualmente em número de meses com base em possível histórico recente dos atrasos médios das entradas em operação comercial dos empreendimentos de geração. No limite, em momentos conjunturais mais adequados, poderá ser estabelecido por todo o período de atraso da usina. Diante do exposto, verifica-se que a CONER dispõe de reserva financeira adequada e que não é necessária a retenção de novos valores para pagamentos sem prazo e valor provável conhecido.

Documents

Nota Técnica no 281/2016–SRM/ANEEL · * A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. Nota Técnica