Nota Técnica nº 329/2015-SGT/ANEEL. Em 10 de dezembro de … · pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas

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

Nota Técnica nº 329/2015-SGT/ANEEL.

Em 10 de dezembro de 2015.

Processo no 48500.004731/2015-12.

Assunto: Definição das cotas anuais da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE de 2016.

I - DO OBJETIVO

Esta Nota Técnica tem por objetivo submeter à apreciação da Diretoria Colegiada da ANEEL, com vista à realização de Audiência Pública, proposta para a definição das cotas anuais da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE de 2016, nos termos do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, com redação dada pelas Leis nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, e nº 12.839, de 9 de julho de 2013.

II - DOS FATOS

2. A CDE tem como objetivo prover recursos para o custeio de políticas públicas do setor elétrico brasileiro. Possui como fonte de recursos, entre outras, as cotas anuais pagas por todos os agentes que comercializam energia elétrica com consumidor final, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de usos dos sistemas de distribuição e transmissão, conforme valores fixados em ato da ANEEL, em observância à legislação e ao orçamento anual definido pelo Ministério de Minas e Energia.

3. A CDE foi criada originalmente em 2002 com as seguintes finalidades: (i) desenvolvimento energético dos estados; (ii) promoção da competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados; e (ii) universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional.

4. Quanto às fontes de recursos da Conta, foram previstos inicialmente os pagamentos anuais realizados pelos concessionários e autorizados a título de Uso de Bem Público – UBP, as multas aplicadas pela ANEEL e, a partir de 2003, as cotas anuais pagas por todos os agentes que comercializam energia elétrica com consumidor final.

5. Posteriormente, a Lei n. 10.762, de 11 de novembro de 2003, acrescentou o objetivo de: (iv) garantir recursos para atendimento à subvenção econômica destinada à modicidade da tarifa de fornecimento

(Fls. 2 da Nota Técnica nº 329/2015-SGT/ANEEL, de 10/12/2015).


de energia elétrica aos consumidores da Subclasse Residencial Baixa Renda (Tarifa Social de Energia Elétrica - TSEE).

6. O Decreto nº 4.541, de 23 de dezembro de 2002, regulamentou o art. 13 da Lei 10.438/2002, com sua redação original, estabelecendo prioridades na destinação dos recursos, procedimentos e competências.

7. O primeiro ponto de destaque refere-se ao papel das instituições Ministério de Minas e Energia, ANEEL e Eletrobras. Conforme regulamentação da CDE, a ANEEL atua na fixação das cotas anuais e na fiscalização da gestão da Conta pela Eletrobras. A definição do orçamento anual é de responsabilidade do Ministério de Minas e Energia.

8. O segundo ponto destaque é que, desde a sua origem, o pagamento das cotas da CDE sempre esteve associado ao consumo da energia elétrica, mediante pagamento da Tarifa de Energia –TE, e não ao uso das redes de distribuição e transmissão, contrariando os argumentos apresentados por autora de processo judicial1 que contesta, entre outras questões, a forma de cobrança e de rateio da CDE nas tarifas.

9. A cobrança da cota da CDE mediante encargo incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão (TUSD e TUST) foi literalmente definida na Lei nº 10.438/2002 apenas em 2004, com alteração da redação do §1º, art. 13, pela Lei n. 10.848, de 15 de março de 2004. A CDE passou a ser cobrada na TUSD/TUST para alcançar todos os consumidores de energia elétrica. Embora o veículo de cobrança tenha se alterado, a forma permaneceu a mesma, ou seja, vinculada ao consumo da energia elétrica, e não ao uso da rede. A alteração do veículo de cobrança da TE para a TUSD/TUST foi necessária devido ao crescimento do mercado livre e da consequente necessidade de abertura dos contratos de fornecimento de energia elétrica vigentes em contratos distintos para a conexão e uso das redes e para a compra de energia elétrica. Os consumidores livres não pagam a TE, que é atribuída apenas ao mercado cativo, que compra energia exclusivamente da concessionária local.

10. O terceiro ponto de destaque refere-se à origem do valor da cota anual da CDE. Em atendimento à redação original do art. 13 da Lei n. 10.438/2002, as cotas iniciais da CDE foram definidas para o ano de 2003 em valores idênticos àquelas estipuladas para o rateio da CCC dos Sistemas Elétricos Interligados do ano de 2001, mecanismo previsto pelo §1º, art. 11, da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 19982, que continha uma relação de 4,53 entre as cotas das regiões S/SE/CO e as cotas das regiões N/NE.

11. A partir do ano de 2013, com a publicação da Medida Provisória nº 579, de 11 de setembro de 2012, convertida na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, o regime de formação e utilização dos recursos da CDE foi alterado significativamente, assim como o da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC, de que trata a Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009, e da Reserva Geral de Reversão – RGR, criada pelo art. 4º da Lei n. 5.655, de 20 de maio de 1971.

12. Além dos seus objetivos originais, a CDE passou a prover os recursos necessários para custear parcela da geração de energia elétrica nos Sistemas Elétricos Isolados, antes custeada com o encargo tarifário da CCC, e assumiu objetivos similares ao do encargo da RGR, como o de prover recursos e permitir amortizar operações financeiras vinculadas à indenização por ocasião da reversão de concessões ou atender a finalidade de modicidade tarifária (incisos III e IV, art. 13, da Lei 10.438/2002).

1 Associação Brasileira de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica – ABRACE (Processo Judicial n. 26648-39.2015.4.01.3400). 2 O encargo da CCC dos sistemas interligados sofreu uma redução de 25% ao ano a partir de 2003, sendo extinto integralmente em 1º de janeiro de 2006. Os valores da CDE fixados para os anos de 2003, 2004 e 2005 foram deduzidos dos valores residuais da CCC do Interligado fixados para esses mesmos anos.



13. Em contrapartida, foi extinto o encargo tarifário da CCC e ficaram desobrigadas do recolhimento do encargo da RGR as distribuidoras, as transmissoras licitadas a partir de 12 de setembro de 2012 e as transmissoras e geradoras com concessões prorrogadas nos termos da MPv 579/2012. A legislação também prevê a possibilidade de transferência de recursos entre os fundos setoriais RGR, CCC e CDE (§6º, art. 13, Lei n. 10.438/2002).

14. Quanto à origem de recursos, além de cotas anuais pagas pelos agentes que atendem consumidor final, das multas aplicadas pela ANEEL e dos pagamentos anuais de UBP, a nova legislação autoriza a transferência de recursos do Tesouro Nacional diretamente à CDE, vinculados à utilização de créditos que a União e a Eletrobrás possuem contra Itaipu Binacional (§1º, art. 13, Lei 10.438/2002).

15. Neste ponto, cabe esclarecer que a Lei autorizou o aporte de recursos da União na CDE, mas não fixou o valor do repasse anual, que é definido anualmente por meio da Lei de Diretrizes Orçamentária, proposta pelo Poder Executivo, aprovada pelo Congresso Nacional e sancionada pelo Presidente da República1. Portanto, a destinação desses créditos à CDE não é determinativa e depende de decisão política. Também não há na legislação vigente vinculação direta entre os repasses da União e o custeio de finalidades específicos da CDE, a princípio, os recursos podem ser destinados a qualquer item de despesa.

16. O novo regime manteve expressamente os papeis das instituições na CDE, sendo a regulamentação e a programação orçamentária de competência exclusiva do Poder Executivo, cabendo à ANEEL a fixação das cotas anuais (§§ 2º e 5º, art. 13, Lei 10.438/2002).

17. Entretanto, a forma de cálculo das cotas anuais da CDE foi alterada significativamente, pois deixou de resultar da mera atualização pela inflação e o crescimento do mercado, passando a corresponder à diferença entre o total das necessidades de recursos da Conta e suas demais fontes de receita, conforme valores previstos no orçamento anual (§2º, art. 13, Lei 10.438/2002).

18. Todavia, com relação ao rateio das cotas entre os agentes pagadores, manteve-se expressamente a proporcionalidade com relação aos valores fixados em 2012, ou seja, preservou-se a relação de 4,53 entre as cotas das regiões S/SE/CO e as das regiões N/NE. (§3º, art. 13, Lei 10.438/2002).

19. Posteriormente, a Medida Provisória nº 6052, de 23 de janeiro de 2013, adicionou à CDE as funções de compensar: (i) descontos tarifários aplicados aos usuários dos serviços de energia elétrica, antes compensados nas próprias tarifas por meio de subsídio cruzado (inciso VII, art. 13, Lei 10.438/2002); e (ii) o efeito da não adesão à prorrogação das concessões de geração de energia elétrica, com vistas a assegurar o equilíbrio da redução das tarifas de que trata o art. 1º, § 2º, da Lei 12.783/2013 (inciso VIII, art. 13, Lei 10.438/2002).

20. Com isso, nos termos do Decreto n. 7.891, de 23 de janeiro de 2013, que regulamentou a Lei nº 12.783/2013, a CDE passou a prover recursos para compensar os descontos tarifários concedidos aos seguintes usuários do serviço de distribuição de energia elétrica: (i) gerador e consumidor de fonte incentivada; (ii) atividade de irrigação e aquicultura em horário especial; (iii) agente de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; (iv) serviço público de água, esgoto e saneamento; (v) classe rural; (vi) subclasse cooperativa de eletrificação rural; e (vii) subclasse serviço público de irrigação.

1 Posteriormente, a MPv nº 615/2013, convertida na Lei nº 12.865/2013, autorizou a União a emitir, sob a forma de colocação direta, em favor da CDE, títulos da Dívida Pública Mobiliária Federal, a valor de mercado e até o limite dos créditos totais detidos, em 1º de março de 2013, por ela e pela Eletrobrás na Itaipu Binacional. 2 A MPv 605/2013 perdeu sua eficácia em 3 de junho de 2013, mas, posteriormente, a Lei n. 12.839, de 9 de julho de 2013, inseriu os mesmos comandos legais na Lei 10.438/2002.



21. Até o ano de 2012, esses mesmos descontos eram arcados por meio de subsídios cruzados nas tarifas. As concessionárias tinham as suas tarifas majoradas para compensar os descontos concedidos exclusivamente em sua área de concessão. Com isso o impacto tarifário dependia do tamanho dos mercados subsidiados e subsidiantes de cada área de concessão. A partir de 2013, todos os consumidores do SIN passaram a contribuir com o custeio desses descontos, na proporção das cotas da CDE, independentemente do mercado subsidiado da área de concessão onde está localizado.

22. Como se vê, as medidas instituídas pelas Medidas Provisórias nº 579/2012 e 605/2013 não eliminaram ou reduziram políticas públicas do setor elétrico, mas tão somente promoveram a unificação de três encargos setoriais em apenas um, transferindo-se à CDE os custos antes cobertos pela CCC, RGR e subsídios tarifários cruzados.

23. Posteriormente, no decorrer de 2013 e 2014, em função da conjuntura hidrológica desfavorável e de seus impactos no equilíbrio econômico e financeiro das concessionárias, foram instituídas medidas extraordinárias na CDE, com o fulcro na modicidade tarifária - prevista no inciso IV, art. 13, da Lei 10.438/2002 - mediante a edição de Decretos do Poder Executivo, que permitiram o repasse de recursos às distribuidoras para a cobertura de custos associados ao atendimento da demanda cativa e ao pagamento de encargos setoriais destinados à segurança e continuidade do serviço de energia elétrica1.

24. Ressalta-se que os recursos repassados extraordinariamente às distribuidoras em 2013 e 2014 já constituíam um direito de recuperação tarifária das concessionárias reconhecido nos Contratos de Concessão e na legislação setorial, mediante a apuração da Conta de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA, de que trata a Portaria Interministerial nº MME/MF 25/2002, e do Repasse da Sobrecontratação ou Exposição Involuntária, regulamentado pelo Decreto 5.163, de 30 de julho de 2004. No entanto, a situação conjuntural crítica observada em 2013 e 2014, que conjugou alto nível de exposição contratual com elevado Preço de Liquidação de Diferenças – PLD, revelou a ineficácia temporal desses dois mecanismos ordinários na preservação do equilíbrio financeiro das empresas em situações extremas como a que se apresentaram. Dessa forma, as medidas extraordinárias da CDE, com o fulcro na modicidade tarifária, implicaram antecipação de recursos aos distribuidores e diferimento de custos aos consumidores.

25. Por fim, o Decreto nº 8.272, de 26 de junho de 2014, permitiu o repasse de recursos da CDE para cobrir custos com a realização de obras no sistema de distribuição de energia elétrica definidas pela Autoridade Pública Olímpica - APO, para atendimento aos requisitos determinados pelo Comitê Olímpico Internacional - COI, com fundamento no art. 12, caput, da Lei nº 12.035, de 1º de outubro de 2009. Esses recursos estão vinculados ao orçamento do Ministério dos Esportes e não afetam a definição das cotas anuais da CDE paga por meio de encargo tarifário. Esses repasses foram regulamentados pelo Resolução Normativa nº 625, de 23 de setembro de 2014.

26. Para a fixação das cotas anuais da CDE, tendo em vista a nova sistemática de cálculo que envolve o confronto entre as despesas e demais receitas da Conta, a ANEEL faz a consolidação do orçamento anual com base em estimativas próprias e em informações fornecidas pela Eletrobras, Ministério de Minas e Energia – MME e Ministério da Fazenda - MF, sendo o resultado submetido ao processo de Audiência Pública2.

27. A seguir apresentamos a análise desta superintendência com relação à fixação das cotas anuais da CDE de 2016.

1 Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013, Decreto 8.203, de 7 de março de 2014 e Decreto nº 8.221, de 1º de abril de 2014. 2 A Cota Anual da CDE de 2013 foi fixada em R$ 1,024 bilhão pela REH nº 1.409/2013, resultante da Audiência Pública nº 101/2012, a Cota Anual da CDE de 2014 foi fixada em R$ 1,699 bilhão pela REH nº 1.699/2014, resultante da Audiência Pública nº 130/2013, e a Cota Anual de 2015 foi fixada em R$ 18,920 bilhões, conforme REH n. 1.857/2015, resultante da Audiência Publica n. 003/20015.

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



III - DA ANÁLISE

28. Conforme relatado, a nova metodologia de cálculo das cotas anuais da CDE envolve o confronto entre as estimativas de receitas e despesas do fundo setorial para o ano de referência, com posterior rateio entre os agentes que comercializam energia com consumidor final no Sistema Interligado Nacional – SIN.

29. A Tabela 1 apresentada a composição do orçamento da CDE, em itens de receita e despesa, a base legal de cada um, os responsáveis pelas informações e os documentos oficiais que contém os valores utilizados no orçamento de 2016, todos juntados ao processo.

Tabela 1 – Composição do Orçamento da CDE, origem das informações.



30. A SGT consolidou as informações recebidas conforme Tabela 1 e, na Tabela 2, apresenta os orçamentos anuais da CDE de 2013 a 2015, bem como os valores propostos para 2016, a serem submetidos ao processo de audiência pública.

Tabela 2 – Orçamento Anual da CDE de 2013 a 2016

31. Verifica-se uma redução de R$ 6,809 bilhões no orçamento anual da CDE para 2016, com redução de 35,58% na cota anual paga mediante encargo incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão.

32. A seguir apresentamos o detalhamento de cada um dos valores que compõem o orçamento anual da CDE de 2016.



III.1 – Itens de Despesa

III.1.1 - Universalização - PLpT

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

34. Posteriormente, em 30 de dezembro de 2014, o Decreto nº 8.387, prorrogou o programa até 2018. Conforme regulamentado, a estrutura do Programa “LUZ PARA TODOS”, até o ano de 2018, é composta de um Comitê Gestor Nacional de Universalização e dos Comitês Gestores Estaduais, que exercem a gestão compartilhada do Programa

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

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

37. Os dispêndios previstos para a execução do Programa em 2016 são de R$ 972,529 milhões, conforme informação do MME que consta do Ofício nº 298/2015-SE-MME, de 11 de dezembro de 2015.

III.1.2 – Baixa Renda

38. A Tarifa Social de Energia Elétrica – TSEE foi instituída pelas Leis nº 10.438, de 2002, e 12.212, de 2010. O Decreto nº 7.583, de 13 de outubro de 2011, que regulamentou a aplicação da TSEE, define que o custeio do programa se dará com recursos da CDE, preferencialmente, conforme programação de recursos do Ministério de Minas e Energia - MME, o qual deverá observar a aplicação mínima de 60% das cotas anuais a serem recolhidas. Estabelece também que, caso sejam insuficientes os recursos da CDE, a TSEE deverá ser custeada por meio de alterações na estrutura tarifária.

39. Os repasses mensais da CDE para a subvenção da Tarifa Social são homologados por meio de Despachos da Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, conforme metodologia estabelecida na Resolução Normativa nº 472, de 24 de janeiro de 2012.

40. A partir do ano de 2013, com as alterações instituídas pela MPv 579, a subvenção da TSEE, antes coberta parcialmente pela estrutura tarifária das distribuidoras, passou a ser integralmente compensada pela CDE.

41. A estimativa de repasses da CDE para a subvenção à Tarifa Social de Energia Elétrica em 2016, conforme Memorando nº 470/2015- SRD/ANEEL, de 23 de novembro de 2015, é de R$ 2,2 bilhões. Esse valor considera: (i) a quantidade de famílias beneficiadas em outubro/2015 de 8.643.242, com desconto médio por família de R$ 19,82; (ii) o crescimento vegetativo médio de 0,23% ao mês na quantidade de famílias beneficiadas; (iii) e projeção de IPCA 2016 de 6,38% e IGP-M de 6,53% (Boletim Focus nov/2015).



III.1.3 - Dispêndios da CCC

42. A partir da Lei nº 12.111/2009 (regulamentada pelo Decreto nº 7.246/ 2010 e pela Resolução Normativa ANEEL nº 427/2011), o mecanismo de reembolso da CCC passou a prever o reembolso do custo total de geração, subtraída a parcela equivalente ao custo médio da energia e potência comercializada no Ambiente de Contratação Regulada (ACRméd).

43. Com isso, o reflexo do custo de geração nas tarifas dos consumidores dos sistemas isolados passou a ficar contido na parcela do ACRméd, e todo o restante do custo (combustíveis, geração própria e contratação de energia) passou a ser reembolsado pela CCC.

44. Com a Lei nº 12.783, de 2013, o custo da CCC passou a constituir o orçamento da CDE. Além disso, foi introduzido o mecanismo do nível eficiente de perdas, onde a quantidade de energia a ser considerada para atendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica nos Sistemas Isolados fica limitada ao nível eficiente de perdas, conforme regulação da ANEEL.

45. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG, por meio da Nota Técnica nº 143, de 7 de dezembro de 2015, juntada a este Processo, apresenta as análises quanto ao orçamento da CCC para 2016, com base nas informações constantes do Plano Anual de Operação dos Sistemas Isolados para 2015, elaborado pelo Grupo Técnico Operacional da Região Norte – GTON, e do Plano Anual de Custos da CCC (PAC), elaborado pela Eletrobras.

46. Da avaliação realizada pela SRG, destaca-se a redução de R$ 831,587 milhões no custo da Amazonas Energia passível de reembolso da CCC, em relação ao orçamento apresentado pela Eletrobrás, em função da consideração da capacidade máxima de consumo do gás natural pelas usinas existentes e do preço de referência para o transporte do combustível, em níveis inferiores aos valores contratados.

47. Outro ponto de destaque refere-se à não consideração de custos relativos a obrigações pendentes do Fundo, informados pela Eletrobras no montante de R$ 4,7 bilhões, em função da não comprovação dos valores na forma requerida pelas áreas de fiscalização da ANEEL.

48. Com isso, o orçamento da CCC para 2016 foi estabelecido em R$ 5,759 bilhões, que representa uma redução de R$ 5,551 bilhões em relação ao orçamento apresentado pela Eletrobras de R$ 11,310 bilhões.

III.1.4 - Indenização de Concessões

49. Trata-se da destinação de recursos da RGR e da CDE para o pagamento de indenização de ativos de geração e transmissão de energia elétrica, por ocasião da reversão de concessões, prevista na art. 4º da Lei n. 5.655/1971 e no inciso IV, art. 13, da Lei nº 10.438/2002, conforme condições de parcelamento definidas nas Portarias Interministeriais MME/MF e nos contratos celebrados com as concessionárias, bem como em decisões judiciais em vigor.

50. Conforme informação do MME que consta do Ofício nº 298/2015-SE-MME, o valor total destinado ao pagamento de indenizações em 2016 é de R$ 1,242 bilhões, sendo R$ 295,548 milhões para ativos de transmissão e R$ 946,178 milhões para ativos de geração.



III.1.5 - Carvão Mineral

51. Pela Lei nº 10.438/2002, art. 13, regulamentada pelo Decreto nº 4.541/2002, arts. 33 e 34, e normatizada pela Resolução Normativa nº 500/2012, foi estabelecido o mecanismo de reembolso dos custos de combustíveis para usinas termoelétricas que utilizam carvão mineral nacional como fonte.

52. A Lei visa promover a competitividade da energia produzida a partir de carvão mineral nacional, com a duração de 25 anos, i.e., até o ano de 2027, e definiu que o repasse da CDE para a cobertura desses custos inclui o valor de combustíveis secundários, mantida a obrigatoriedade da compra mínima estipulada nos contratos vigentes na data de publicação da Lei.

53. Pela Resolução Normativa nº 500/2012 há dois mecanismos que podem implicar corte do reembolso do custo do carvão mineral aos agentes geradores beneficiários. O primeiro (art. 3º, § 4º), que vigorará a partir de 1º/1/2016, observa a razão entre a eficiência energética da usina e um valor normativo. O segundo observa o atendimento à geração de referência da usina (art. 3º, § 6º).

54. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG, por meio da Nota Técnica nº 143, de 7 de dezembro de 2015, juntada a este Processo, apresenta as análises quanto ao orçamento do carvão mineral para 2016, com base na programação da geração de referência, encaminhada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), e a previsão do consumo e dos custos dos combustíveis, encaminhada pela Eletrobras.

55. Da avaliação realizada pela SRG, destaca-se a redução de R$ 179 milhões ao orçamento original de R$ 1,085 bilhões, o qual passou para R$ 906,168 milhões, principalmente em função da revisão da quantidade do carvão destinado às UTEs Presidente Médici fases A e B, pelo critério de eficiência mínima das usinas.

III.1.6 - Descontos Tarifários

56. Trata-se da função da CDE de compensar descontos tarifários aplicados aos usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica, além do consumidor da subclasse residencial baixa renda.

57. Os descontos de que trata o inciso VII, art. 13, da Lei nº 10.438/2002, foram regulamentados pelo art. 1º do Decreto nº 7.891/2013, sendo aplicados aos seguintes usuários: (i) gerador e consumidor de fonte incentivada; (ii) atividade de irrigação e aquicultura em horário especial; (iii) agente de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; (iv) serviço público de água, esgoto e saneamento; (v) classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural; e (vi) subclasse serviço público de irrigação.

58. Os descontos elencados no Dec. 7.891/2013 foram retirados da estrutura tarifária das 63 concessionárias de distribuição por ocasião da Revisão Tarifária Extraordinária – RTE, de que trata o §2º, art. 13, da Lei 12.783/2013, realizada pela ANEEL em 24 de janeiro de 2013. Para 12 permissionárias de distribuição, os mesmos descontos foram retirados da estrutura tarifária na RTE realizada em dois de abril de 2013; e para outras 26 permissionárias, em 16 de julho de 2013.

59. Conforme destacado acima, até o ano de 2012 esses mesmos descontos eram compensados pelos consumidores das áreas de concessão onde estava localizado o mercado subsidiado, mediante ajuste na estrutura tarifária.

60. Os valores dos repasses mensais da CDE para as concessionárias e permissionárias de distribuição para compensar os descontos incidentes sobre as tarifas são fixados pela ANEEL nos processos tarifários de cada distribuidora, com base no mercado de referência e nas tarifas homologadas. Os repasses



mensais permanecem fixos nos próximos doze meses e a diferença entre os descontos efetivamente praticados e os valores recebidos são apurados no processo tarifário subsequente, com atualização pela variação do IPCA, sendo incorporados aos repasses do próximo período. Esse mecanismo deve ser objeto de regulamentação pela ANEEL.

61. A previsão de gastos da CDE com descontos tarifários em 2016, de R$ 5,926 bilhões, foi realizada por esta Superintendência com base nos valores dos repasses mensais vigentes, fixados nas resoluções homologatórias de cada distribuidora, sobre os quais aplicou-se, a partir do respectivo mês de aniversário contratual, a previsão de variação do mercado, de 2,41%1, e do IPCA, de 6,70%2.

62. A tabela 4 apresenta a composição da subvenção da CDE para compensar descontos tarifários, com base nos valores praticados em 2015.

Tabela 4 – Composição dos descontos tarifários

63. O cálculo da previsão de subvenção da CDE para compensar descontos tarifários em 2016, por distribuidora, consta do Anexo I desta Nota Técnica.

III.1.7 - Subvenção Redução Tarifária Equilibrada

64. Trata-se da função da CDE de prover recursos às distribuidoras para compensar o efeito da não adesão à prorrogação das concessões de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas de que trata o art. 1º, § 2º, da Lei 12.783/2013.

65. Esses valores foram definidos na revisão tarifária extraordinária das concessionárias e permissionárias de distribuição realizada em 2013, para se atingir a redução mínima de 18% nas tarifas dos consumidores residenciais, conforme definido pelo Governo Federal, totalizando R$ 389,432 milhões.

66. Dado que as concessões que não foram objeto de renovação antecipada nos termos da Lei nº 12.783/2012 já passaram pelo processo de licitação, e que as correspondentes cotas de energia foram alocadas entre as distribuidoras observando critérios definidos na REN nº 631/2014, não se perpetuando a redução tarifária equilibrada de 2013, e considerando ainda a ausência de aporte de recursos da União na CDE pelo segundo ano consecutivo e a falta de previsão legal para a correção monetária da subvenção e para o seu prazo de aplicação, propõe-se o seu encerramento a partir dos processos tarifários ordinários de 2016 das respectivas distribuidoras beneficiárias. 1 Conforme Nota Técnica ONS nº 126/2015 - Previsões de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2015 – 2019 - 2ª Revisão Quadrimestral, agosto/2015. 2 Bacen – Boletim Focus, de 04/12/2015.



67. Considerando a data do aniversário contratual das concessionárias em 2016, o valor a ser considerando no orçamento da CDE de 2016 é de R$ 310,387 milhões. Mantendo-se esse posicionamento, não haverá previsão de despesa da CDE para o item Subvenção Redução Tarifária Equilibrada no orçamento anual de 2017.

III.1.8 – Verba do MME

68. Nos termos do § 6º, art. 4º, da Lei nº 5.655/1971, com a redação dada pelo art. 6º da Lei nº 10.848/2004, ao MME serão destinados 3% do valor arrecado das cotas anuais da RGR, para custear os estudos e pesquisas de planejamento da expansão do sistema energético, bem como os de inventário e de viabilidade necessários ao aproveitamento dos potenciais hidroelétricos.

69. Conforme será apresentado a seguir, o valor da arrecadação de cotas da RGR estimado para 2016 é de R$ 908,213 milhões, o que resulta em R$ 27 milhões de verba do MME.

III.1.9 - Restos a pagar do ano anterior

70. Conforme informação da Eletrobras, que consta da Carta CTA-DF-4795/2015, de 19 de novembro de 2015, não há pendência de exercícios anteriores para consideração no orçamento da CDE de 2016.

71. O fluxo mensal de receitas e despesas da CDE é disponibilizado pela Eletrobras em sua página na internet (www.eletrobras.gov.br), em Programas e Fundos Setoriais.

III.1.10 – Financiamentos Concedidos - RGR

72. Conforme informação da Eletrobras, que consta da Carta DFT-4795/2015, existe um saldo a liberar de contratos de financiamentos da RGR com os agentes do setor elétrico, da ordem de R$ 1,764 milhões, que foram assinados antes da edição da Medida Provisória nº 579/2012 e destinam-se à execução de programas de universalização de energia elétrica, para os quais não houve previsão orçamentária nos exercícios de 2014 e 2015.

73. Não obstante, a Eletrobras, por meio da Carta DFT-5042, de 11 de dezembro de 2015, e seguindo orientação do MME, retificou a informação prestada anteriormente relativa à previsão saída de recursos da RGR para “Financiamentos Concedidos”, que passou para R$ 1,094 milhões, no mesmo montante da entrada de recursos denominada “Reposição de Financiamentos”, como será descrito a seguir.

74. De fato, há previsão na legislação vigente para a destinação de recursos da CDE para a indenização de concessões e para a modicidade tarifária, bem como está prevista a possibilidade de transferência de recursos entre os fundos CDE e RGR (inciso IV e §6º, art. 13, Lei nº 10.438/2002), e por isso as despesas e receitas dos dois fundos setoriais vêm sendo tratadas em conjunto desde 2013.

75. Entretanto, ressaltamos o posicionamento contrário desta área técnica quanto a este item, pois entendemos que o financiamento a concessionárias para universalização uma finalidade secundária da RGR, não prevista na legislação da CDE, aplicável apenas para o caso de sobra de recursos, após o pagamento das indenizações, contexto que não se verifica desde a edição da MPv nº 579/2012.

http://www.eletrobras.gov.br/



III.2 – Itens de Receita

III.2.1 – UBP

76. A previsão de arrecadação de cotas anuais a título de Uso de Bem Público – UBP em 2016, no valor de R$ 612,250 milhões, foi informado pela Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração – SCG, por meio do Memorando nº 464/2015-SCG/ANEEL, de 18 de novembro de 2015.

77. A estimativa de arrecadação de UBP para 2016 considera a valores reais já reajustados, no período de 2015, e que serão efetivamente pagos pelas concessionárias, bem como valores estimados, atualizados pelo IPCA ou IGPM, conforme respectivo Contrato, para os meses em que a parcela ainda será reajustada, no transcorrer do ano de 2016.

78. A SCG também informou o nome das usinas que foram excluídas do cálculo em função do término do prazo de pagamento previsto no contrato, bem como em decorrência de sentenças expedidas pelo Poder Judiciário que suspenderam o pagamento do encargo, e as usinas que foram incluídas pela previsão de início do período de pagamento em 2016.

III.2.2 – Multas ANEEL

79. Por meio do Memorando nº 710, de 19 de novembro de 2015, a Superintendência de Administração e Finanças – SAF, informou os valores das multas arrecadas e repassadas à CDE em 2015, no total de R$ 179,791 milhões, em atendimento ao Decreto nº 8.299, de 2014.

80. A SAF esclareceu que as multas arrecadadas são fixadas nos processos de fiscalização realizados pelas áreas competentes da ANEEL e pelas agências estatuais com as quais essas mantém contrato de metas, não sendo possível estabelecer metodologia para realizar previsões de arrecadação para o próximo período.

III.2.3 – Recursos da União

81. A MPv 579/2012, convertida na Lei nº 12.783/2013, autorizou a União a destinar à CDE os créditos que possuir junto à Itaipu Binacional e os que adquirir da Eletrobras.

82. Posteriormente a MPv nº 615/2013, convertida na Lei nº 12.865/2013, autorizou a União a emitir, sob a forma de colocação direta, em favor da CDE, títulos da Dívida Pública Mobiliária Federal, a valor de mercado e até o limite dos créditos totais detidos, em 1º de março de 2013, por ela e pela Eletrobrás na Itaipu Binacional.

83. De acordo com o Informe aos Investidores da Eletrobras, publicado em 31 de março de 2013, o valor total dos créditos da Eletrobras e do Tesouro contra Itaipu Binacional somam US$ 14,5 bilhões. Considerando a taxa de câmbio de R$/USS$ 1,9843 (PTAX de 1º de março de 2013), chega-se ao valor em reais aproximado de R$ 28,8 bilhões. Descontando os repasses do tesouro efetuados à CDE nos anos de 2013 e 2014, no total de R$ 19 bilhões, restariam ainda R$ 9,8 bilhões para transferência ao Fundo.

84. Para 2016, assim como em 2015, não há previsão de aporte de recursos da União a ser destinado à CDE, conforme informação da Secretaria de Política Fiscal do Tesouro Nacional, que consta do Ofício nº 4, de 23 de novembro de 2015.



III.2.4 – Cotas RGR

85. Previsão de arrecadação das cotas anuais da RGR em 2016 a ser paga pelos agentes de geração e transmissão de energia elétrica, no valor de R$ 908,213 milhões, efetuada pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, conforme Memorando nº 725, de 19 de novembro de 2015.

86. A área técnica esclarece que o cálculo foi realizado em conformidade com a Lei nº 12.783/20123, utilizando-se como metodologia o valor correspondente à 2,5% do Ativo Imobilizado em Serviço líquido (Investimento) projetado para o período, limitado a 3% da Receita Líquida estimada. Do valor bruto da RGR é deduzida a Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica - TFSEE fixada pela ANEEL para a concessionária.

87. Ressalta-se ainda que o valor projetado considera o ajuste de exercício anterior, que diz respeito à apuração da diferença entre o valor da cota anual fixada e o valor efetivamente executado, com base na Prestação Anual de Contas da concessionária.

III.2.5 – Reposição de Financiamentos - RGR

88. Trata-se da entrada de recursos no fundo da RGR pela reposição de valores emprestados aos agentes do setor elétrico para a execução de programas de universalização de energia elétrica, no montante estimado de R$ 1,094 milhões, conforme informação da Eletrobras que consta da Carta DFT-4795/2015.

III.2.6 – Parcelamentos a Receber

89. Previsão de pagamentos referentes a repactuação de dívida dos agentes referentes a encargos setoriais CDE e RGR, no valor de total R$ 108 milhões, informada pela Eletrobras por meio da Carta DFT-4795/2015.

III.2.7 – Cota CDE - ENERGIA

90. Conforme destacado acima, nos anos de 2013 e 2014, em função da condição hidrológica desfavorável, tendo em vista a finalidade da modicidade tarifária, prevista no inciso IV, art. 13 , da Lei nº 10.438/2002, foram repassados recursos extraordinários da CDE às distribuidoras para o pagamento de custos relativos ao atendimento da demanda cativa e ao pagamento de encargos setoriais destinados à segurança energética do sistema. Esses repasses foram regulamentados por meio de Decretos do Poder Executivo

91. O Decreto nº 7.945, de 2013, inseriu o art. 4º-A ao Dec. 7.891, permitindo o repasse de recursos da CDE para a cobertura dos seguintes custos das distribuidoras, no período de janeiro a dezembro de 2013:

(i) exposição ao mercado de curto prazo das usinas hidrelétricas contratadas em regime de de garantia física de energia e de potência, de que trata o §5º, art. 1°, da Lei 12.783, por insuficiência de geração alocada no âmbito do Mecanismo de Relocação de Energia – MRE (Risco Hidrológico);

(ii) exposição ao mercado de curto prazo das distribuidoras, por insuficiência de lastro contratual em relação à carga realizada, relativa ao montante de reposição não recontratado



em função da não adesão à prorrogação de concessões de geração de energia elétrica (Exposição Involuntária);

(iii) custo adicional relativo ao acionamento de usinas termelétricas fora da ordem de mérito por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE, cobrado mediante Encargo de Serviço do Sistema por razão de Segurança Energética, de que trata o art. 59 do Decreto 5.163, de 30 de julho de 2004 (ESS – SE);

(iv) resultado positivo da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA, de que trata a Portaria Interministerial nº 25, de 2002, decorrentes do custo de aquisição de energia elétrica e do Encargo de Serviços do Sistema – ESS.

92. Exclusivamente para competência de janeiro de 2014, o Decreto 8.203, de 2014, permitiu o repasse de recursos da CDE para a cobertura das exposições involuntárias das distribuidoras no mercado de curto prazo decorrente da compra frustrada no leilão de energia de empreendimentos existentes realizado em dezembro de 2013.

93. Para o período de fevereiro a dezembro de 2014, o Decreto nº 8.221/2014 criou a Conta no Ambiente de Contratação Regulada - Conta-ACR, com a finalidade de cobrir, total ou parcialmente, as despesas incorridas pelas distribuidoras em decorrência de exposição involuntária no mercado de curto prazo e do despacho termoelétrico vinculado aos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado na modalidade por disponibilidade - CCEAR-D. Foi dada competência à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE para gerir a Conta-ACR mediante a contratação de operações de crédito com Bancos Financiadores ou do recebimento de recursos da CDE.

94. Os repasses de recursos às distribuidoras efetuados em 2013 não foram previstos no orçamento anual da CDE daquele ano, tendo sido viabilizados com a utilização de saldos existentes nas contas correntes dos fundos setoriais e de recursos do Tesouro, devendo os consumidores cativos recompor os recursos em até 5 anos, por meio da apuração individualizada do encargo para o mercado regulado, considerando a atualização monetária dos valores pelo IPCA. No total, foram repassados às distribuidoras R$ 11,133 bilhões para a cobertura dos custos extraordinários de 2013.

95. Destaca-se ainda que não há definição na regulamentação vigente quanto ao início da devolução desses valores para Conta e que a apuração individualizada do encargo para o mercado regulado das distribuidoras1 difere da forma de rateio e de cobrança do encargo da CDE previsto na Lei, que preserva a proporcionalidade entre as cotas da CDE de 2012 e prevê as tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão como veículo de cobrança.

96. De fato, dado que os recursos da CDE repassados às distribuidoras em atendimentos aos Decretos nº 7.945/2013 e nº 8.203/2014 referem-se à cobertura de custos de energia para o atendimento do mercado regulado, não repassados às tarifas de energia elétrica nos processos tarifários de 2013 e 2014, entende-se correta a devolução desses valores por meio de encargo tarifário a ser incluído na tarifa de energia elétrica, aplicável apenas ao consumidor cativo, conforme depreende-se da leitura do §5º do art. 4º-A do Dec. nº 7.891/2013.

1 “§ 5º A Aneel deverá individualizar a apuração dos montantes de que trata este artigo para o mercado regulado de cada distribuidora, para os fins de que tratam os §§ 1º e 2º do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002. (Incluído pelo Decreto nº 7.945, de 2013)”

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

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

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

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



97. Ademais, entende-se que a forma de devolução desses recursos à CDE (montante e prazo) deve ser definida pelo Poder Concedente, responsável pela regulamentação e programação orçamentária do fundo. No orçamento da CDE de 2014 não houve essa definição, de forma que os consumidores cativos não começaram a restituir os recursos recebidos à Conta naquele ano.

98. Em atendimento à programação orçamentária da CDE, definida pelo MME, por meio do Ofício nº 054/2015-SEE-MME, de 24 de fevereiro de 2015, a recomposição desses recursos teve início em 2015, conforme valores definidos pela Resolução Homologatória nº 1.857, de 27 de fevereiro de 2015, no total de R$ 3,136 bilhões, que correspondeu a ¼ do valor atualizado pelo IPCA.

99. Com relação à Conta-ACR, os custos das operações de crédito contratadas pela CCEE devem ser amortizados em 54 meses, a partir de 2015, por meio do recolhimento de quotas anuais da CDE pagas por todas as concessionárias de distribuição, na proporção de seus mercados cativos, até a completa quitação das operações de crédito contratadas. Para a viabilização dos repasses da Conta-ACR foram contratadas três operações de crédito pela CCEE, no valor de R$ 21,176 bilhões, ao custo de CDI mais sobretaxa média de 2,74%. O valor do encargo da CDE destinado à amortização da Conta – ACR foi definido pela Resolução Homologatória nº 1.863, de 31 de março de 2015.

100. Destaca-se que, a partir de 2015, esses mesmos custos variáveis da energia do mercado regulado passaram a ser cobertos pelos adicionais das Bandeiras Tarifárias, de que trata o Submódulo 6.8 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret. Nesse sentido, o Decreto nº 8.401, de 4 de fevereiro de 2015, criou a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias, sob a gestão da CCEE, com o objetivo de administrar os recursos decorrentes da aplicação das bandeiras tarifárias, conforme regulamentação da ANEEL. As distribuidoras fazem o recolhimento dos recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias diretamente na CCEE, em nome da CDE, e estes são destinados à cobertura das variações dos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição conectados ao SIN. Dessa forma, a partir de 2015, não há mais repasse de recursos da CDE para cobertura de custos extraordinários.

101. Para o orçamento da CDE de 2016, o MME, por meio do Ofício nº 298/2015-SE-MME, informou que também deverá ser considerado o recolhimento por meio de cotas, pelos consumidores cativos, a título de devolução, o montante equivalente a ¼ dos valores repassados às distribuidoras em atendimento ao Dec. nº 7.945/2013, com atualização pelo IPCA1. A Tabela 5 apresenta a composição desse valor, denominado Cota CDE – Energia (Decreto 7.945/2013), que resultou em R$ 3,468 milhões.

Tabela 5 – Cota CDE ENERGIA (Dec. 7.945/2013)

1 IPCA 2013 = 5,91%, IPCA 2014 = 6,41% e IPCA 2015 = 10,57%.



102. A partir da definição do valor total da Cota CDE – ENERGIA DE 2016, esta Superintendência efetuou o rateio entre as concessionárias de distribuição, na proporção dos valores recebidos, conforme consta do Anexo II desta Nota Técnica.

103. As cotas anuais da CDE definidas em atendimento ao Dec. 7.945/2013 devem ser pagas pelas concessionárias de distribuição em duodécimos a partir do processo tarifário ordinário de 2016, não devendo gerar diferenças a serem apuradas por meio do mecanismo da CVA.

104. Estima-se um impacto tarifário médio de 0,16% da Cota CDE – Energia (Dec. 7.945/2013) nos processos tarifários ordinários de 2016.

III.2.8 – Cota CDE - USO

105. Pelo exposto, a Cota Anual da CDE de 2016 resultou no valor de R$ 12,187 bilhões, que corresponde à diferença entre as necessidades de recursos e a arrecadação proporcionada pelas demais fontes da Conta, conforme apresentado acima.

106. Esse valor deve ser pago por todos os agentes do sistema Interligado Nacional que atendem consumidores finais cativos e livres, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica.

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

(i) A quota anual da CDE 2013 representou uma redução de cerca de 75% em relação à quota de 2012, o que só foi possível mediante o aporte direto de recursos da União na Conta e da utilização de parcela dos Saldos da CCC e da CDE existentes em 31/12/2013, dado que os seus objetivos foram ampliados, incorporando os gastos da CCC e outras subvenções;

(ii) Os gastos e as receitas da RGR não foram tratados no orçamento da CDE de 2013, pois entendia-se que o saldo existente em conta mais as cotas pagas pelos agentes seriam integralmente destinados ao pagamento das indenizações;

(iii) Em função das condições hidrológicas críticas de 2013, Decretos do Poder Executivo, com a finalidade da modicidade tarifária, permitiram o repasse de recursos extraordinários da CDE para a cobertura dos custos das distribuidoras com a compra de energia no mercado de curto prazo e o pagamento de despacho termelétrico para a segurança do sistema. Esses gastos não tinham sido contemplados no orçamento da CDE daquele ano, e mesmo utilizando todo o saldo existente nos fundos setoriais RGR, CCC e CDE, no total de R$ 19,688 bilhões, os recursos não foram suficientes, o que resultou em restos a pagar de R$ 1,6 bilhões que foram considerados no orçamento de 2014;

(iv) O aumento de 66% da quota da CDE em 2014 resultou principalmente da utilização integral dos saldos dos fundos setoriais em 2013, da inclusão de receitas e despesas da RGR no orçamento da CDE e dos restos a pagar do ano de 2013. Em 2014 destaca-se também o aumento da previsão de receitas da Conta, principalmente o acréscimo da transferência de recursos do Tesouro e da previsão de recebimento de dívidas de agentes com os Fundos;

(v) No transcorrer de 2014, as despesas da CDE realizaram-se praticamente no mesmo patamar dos valores orçados, entretanto, a realização das receitas foi menor em função da insuficiência de repasse de recursos do Tesouro, da ordem de R$ 2,5 bilhões;



(vi) Em 2015, além dos restos a pagar de 2014, os principais fatores que provocaram o expressivo aumento da cota anual da CDE (USO + ENERGIA), em R$ 20,357 bilhões, foram a ausência de transferência de recursos do da União, a previsão de gastos extraordinários da CCC, além do aumento do valor das indenizações e dos subsídios tarifários, bem como do início da devolução dos recursos extraordinários repassados às distribuidoras em 2013;

(vii) Em 2016, a redução da cota anual da CDE USO em 35,58% deve-se principalmente à redução do orçamento do Carvão Mineral e da CCC, pela não consideração de obrigações pendentes e cortes de eficiência, bem como pela redução do valor das indenizações e pela ausência de restos a pagar do ano anterior.

III.3 – Rateio da Cota CDE – USO de 2016

108. Com relação ao rateio da Cota Anual da CDE – USO de 2016, calculada em R$ 12,187 bilhões, que deve ser paga mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão, deve-se preservar a proporcionalidade com relação aos valores fixados em 2012, mantendo-se a relação de 4,53 entre as cotas dos Subsistemas S/SE/CO e as dos Subsistemas N/NE, conforme §3º, art. 13, da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.783/20131.

109. Ademais, embora a Lei não restrinja sua aplicação ao Sistema Interligado Nacional – SIN, o art. 5º do Dec. nº 7.891/2013 estabeleceu que as concessionárias de distribuição dos sistemas isolados devem recolher cotas à CDE apenas a partir do processo tarifário subsequente à interligação, conforme regulamentação da ANEEL. Atualmente, se encontram nessa situação as concessionárias de distribuição Boa Vista e CERR, além da AME por força de decisão judicial liminar2.

110. Pelo exposto, aplicam-se dois critérios para o rateio da cota anual da CDE - USO entre os agentes do SIN: a manutenção da relação entre o custo unitário da CDE entre os Subsistemas S/SE/CO e N/NE, de 4,53; e a variação do mercado de cada agente.

111. A Tabela 6 apresenta a consolidação do rateio da cota anual da CDE – USO DE 2016, por tipo de agente e por subsistema.

Tabela 6 – Rateio da Cota Anual da CDE - USO

1 “§ 3º As quotas anuais da CDE deverão ser proporcionais às estipuladas em 2012 aos agentes que comercializem energia elétrica com o consumidor final.” 2 Processo Judicial nº 12773-90.2015.4.01.3200 – 03.



112. O mercado considerado para o rateio da cota anual refere-se ao período de 12 meses, compreendido entre setembro/2014 a agosto/2015, de forma semelhante ao já praticado anteriormente. As informações são obtidas no banco de dados da ANEEL (SAMP – Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica), no que se refere ao mercado dos consumidores cativos (mercado faturado), sendo que, para a identificação do mercado livre e geração própria associada, foram utilizadas informações da Câmara Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e do Operador Nacional do Sistema – ONS.

113. A cota anual da CDE - USO é convertida em duodécimos para as concessionárias de distribuição de energia elétrica e devem ser pagas a partir de 10 de fevereiro de 2016 (competência de janeiro de 2016). Os valores das cotas anuais da CDE 2016 a serem pagas pelas concessionárias de distribuição constam do Anexo III desta Nota Técnica.

114. Quanto às permissionárias de distribuição e às concessionárias de transmissão, suas cotas nesse rateio consistem em previsão, as quais partem da premissa de que seus consumidores devam contribuir com custo equivalente àquele repassado aos consumidores das concessionárias de distribuição.

115. A contribuição efetiva dos agentes de transmissão é definida mensalmente conforme procedimento da Resolução Normativa n. 427, de 22 de fevereiro de 2011, resultante da arrecadação do encargo junto aos consumidores mediante a aplicação da TUST-CDE. Este componente tarifário é definido a partir do custo unitário da CDE identificado no cálculo da cota anual do ano corrente, para o respectivo subsistema, mas sua aplicação está concatenada com o reajuste das receitas das transmissoras, cujo ano tarifário é definido para o período de julho a junho do ano subsequente.

116. Já para as permissionárias de distribuição as cotas efetivas são definidas nos respectivos processos de reajuste ou revisão tarifária, também tendo por referência o custo unitário da CDE identificado no cálculo da cota anual do ano corrente, este aplicado ao seu mercado de referência. Tal procedimento decorre da ausência de mecanismo de compensação, a exemplo da CVA utilizada para as concessionárias de distribuição.

117. O gráfico abaixo apresenta o impacto tarifário médio estimado da quota da CDE - USO de 2016 para as concessionárias de distribuição de energia elétrica, considerando o efeito econômico e financeiro (CVA).

Gráfico 1 – Impacto Tarifário Médio da Cota CDE – USO de 2016



118. Por fim, visando a estabilidade tarifária, avaliamos a conveniência e oportunidade de se promover a concatenação das cotas pagas pelas concessionárias de distribuição, aplicando-se a essas o mesmo procedimento adotado atualmente às transmissoras e permissionárias.

119. Para isso, propõe-se a formação de uma reserva na CDE, equivalente a 50% do valor da CVA – CDE acumulada pelas concessionárias de distribuição até o processo tarifário de 2016, apurada no valor total de R$ 3,239 bilhões, conforme apresentado no Anexo IV desta Nota Técnica. Com isso, a Cota CDE – USO de 2016 seria acrescida em R$ 1,620 bilhões, e a redução das tarifas em 2016 seria de 3,53% em média, sendo 1,26% no N/NE e 5,63% no S/SE.

120. Com isso, seria possível aplicar a concatenação das cotas CDE – USO pagas pelas concessionárias de distribuição no ano de 2017, quando se espera não haver grande variação desse encargo.

121. Essa medida apresenta-se como prudente também quando se verifica que a redução de R$ 6,7 bilhões da Cota CDE – USO em 2016 deve-se principalmente ao corte de R$ 4,7 bilhões de obrigações pendentes da CCC, que não foram consideradas pela falta de comprovação dos valores pela Eletrobrás, o que poderá ocorrer no transcorrer de 2016, aumentando a necessidade de recursos do Fundo.

III.4 – Processo Judicial

122. Por fim, destacamos que está em curso a Ação Ordinária n. 26648-39.2015.4.01.3400, movida pela ABRACE, cujo cumprimento de decisão liminar favorável à autora requereu a instauração da Audiência Pública n. 057/2015, para a definição de metodologia de cálculo das tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão (TUSD e TUST) específicas aos consumidores associados, devido ao recálculo do encargo da CDE de 2015 com parâmetros não previstos na legislação vigente e em afronta aos regulamentos da ANEEL, afetando o direito das distribuidoras e transmissoras de energia elétrica, dos consumidores não associados e da Eletrobras.

123. Ao se considerar que o cumprimento de decisão judicial implica cálculo de tarifas com metodologia não prevista na legislação e na regulação vigentes, e que a parcela desonerada da CDE aos associados da autora deverá ser rateada para os demais consumidores de energia elétrica, a Diretoria Colegiada da ANEEL entendeu necessário que esse cálculo fosse submetido ao processo de audiência pública, nos termos do parágrafo 3º do art. 4º da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996:

§ 3º O processo decisório que implicar afetação de direitos dos agentes econômicos do setor elétrico ou dos consumidores, mediante iniciativa de projeto de lei ou, quando possível, por via administrativa, será precedido de audiência pública convocada pela ANEEL.

124. O resultado da Audiência Pública n. 057/2015, realizada no período de 27 de agosto a 16 de setembro de 2015, foi deliberado pela Diretoria da ANEEL em 24 de setembro de 2015, que decidiu pela publicação da Resolução Homologatória n. 1.967/2015, com a fixação das novas tarifas a serem aplicadas aos consumidores da ABRACE, conforme metodologia definida Notas Técnicas SGT/ANEEL n. 220/2015, n. 255/2015 e 258/2015, e do Despacho n. 3.312/2015, que estabelece procedimentos de refaturamento a serem adotados pelas concessionárias.

125. Com a publicação das tarifas específicas dos consumidores da ABRACE, vigentes a partir de 3 de julho de 2015, as concessionárias de transmissão e distribuição de energia elétrica foram autorizadas refaturar os ciclos de faturamento nos quais a decisão judicial produziu efeito.



126. Considerando os valores do orçamento anual da CDE de 2015, estima-se que o cumprimento da decisão liminar favorável à ABRACE resultará na perda de arrecadação do encargo da CDE da ordem de R$ 1,810 bilhões ao ano, conforme tabela abaixo.

Tabela 7 – Ação da ABRACE - Composição da perda de arrecadação da CDE

Perda de Arrecadação da CDE Valores (R$)

Transmissoras R$ 714.919.965,57

Distribuidoras R$ 1.095.382.440,45

Total R$ 1.810.302.406,02

Valores controversos R$ 665.731.500,63

Rateio pelo uso R$ 1.144.570.905,39

127. Não havendo alteração no orçamento da CDE de 2015 pelo Poder Executivo, essa perda de arrecadação será repassada aos demais consumidores de energia elétrica, não associados da ABRACE, de forma a manter-se o equilíbrio econômico e financeiro do Fundo Setorial, preservando-se o custeio das políticas públicas no setor elétrico.

128. Conforme decisão da Diretoria, o cumprimento da referida decisão judicial pela ANEEL fundamentou-se na competência exclusiva do Poder Executivo para a definição do orçamento anual da CDE, não podendo ser alterado unilateralmente pela Agência, que tem o dever legal de fixar a cota anual da CDE de forma a garantir o equilíbrio entre despesas e demais receitas previstas no orçamento, de forma a não imputar ônus ou bônus à Eletrobras na execução orçamentária do fundo. Ademais, mesmo considerando que o orçamento da CDE não tem caráter determinativo, ponderou-se o impacto da perda de arrecadação do encargo para o equilíbrio do fundo, pois as despesas do Fundo estão previstas em contratos firmados entre os agentes credores e a Eletrobras. Dessa forma, concluiu-se que a perda de arrecadação do encargo da CDE dos consumidores da ABRACE deverá ser rateada entre os demais consumidores de energia elétrica, o que no segmento de distribuição deverá ocorrer no próximo processo tarifário de cada concessionária, por meio de um componente financeiro que garanta a “Neutralidade dos Encargos Setoriais”, conforme previsto no contrato de concessão.

129. Os gráficos abaixo apresentam a estimativa de impacto da perda de arrecadação da CDE decorrente da decisão judicial da ABRACE por concessionária de distribuição.



-R$ 50,00

R$ 0,00

R$ 50,00

R$ 100,00

R$ 150,00

R$ 200,00

R$ 250,00

R$ 300,00

-10,00%

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

ELET

RO

CA

R

BA

ND

EIR

AN

TE

ESC

ELSA

CP

FL P

IRA

TIN

ING

A

CP

FL J

AG

UA

RI

CEM

IG-D

CEB

-DIS

LIG

HT

CEE

E-D

CO

PEL

-DIS

EMG

AES

SU

L

CP

FL P

AU

LIST

A

EBO

RG

E

SULG

IPE

ELET

RO

PA

ULO

ELEK

TRO

ETO

AM

PLA

EMT

CEA

L

CN

EE

CEL

G-D

CER

ON

CEL

PE

CO

ELB

A

EMS

EPB

CO

ELC

E

CEM

AR

CEL

ESC

-DIS

CEL

PA

CP

FL L

ESTE

…

HID

RO

PA

N

CO

SER

N

CEP

ISA

CP

FL S

AN

TA C

RU

Z

ESE

Milh

õe

s

% c

ota

an

ual

D É F I C I T DA C OTA A N UA L

deficit R$ anual Déficit % cota anual

Gráfico 2 – Ação ABRACE - Perda de arrecadação da CDE e impacto na cota anual por concessionária

-1,00%

0,00%

1,00%

2,00%

3,00%

4,00%

5,00%

6,00%

7,00%

8,00%

ELET

RO

CA

R

BA

ND

EIR

AN

TE

ESC

ELSA

CP

FL P

IRA

TIN

ING

A

CP

FL J

AG

UA

RI

CEM

IG-D

CEB

-DIS

LIG

HT

CEE

E-D

CO

PEL

-DIS

EMG

AES

SU

L

CP

FL P

AU

LIST

A

EBO

RG

E

SULG

IPE

ELET

RO

PA

ULO

ELEK

TRO

ETO

AM

PLA

EMT

CEA

L

CN

EE

CEL

G-D

CER

ON

CEL

PE

CO

ELB

A

EMS

EPB

CO

ELC

E

CEM

AR

CEL

ESC

-DIS

CEL

PA

CP

FL L

ESTE

PA

ULI

STA

HID

RO

PA

N

CO

SER

N

CEP

ISA

CP

FL S

AN

TA C

RU

Z

ESE

Déficit da cota % Receita (financeira do último processo)

Gráfico 3 – Ação ABRACE - Impacto da perda de arrecadação da CDE na receita total de cada concessionária

130. Considerando-se a decisão da Diretoria da ANEEL, conforme apresentada acima, entendemos que o alcance da decisão liminar exarada na Ação da ABRACE de se restringir às concessionárias de distribuição afetadas, sendo os seus efeitos considerados nos respectivos reajustes e revisões tarifárias, mediante apuração de componente financeiro específico. Dessa forma, os efeitos da referida decisão judicial não estão sendo considerados no orçamento da CDE de 2016.

IV. DO DIREITO

131. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:

(i) Lei nº 10.438, de 2002;

(ii) Lei nº 12.111, de 2009;



(iii) Lei nº 12.212, de 2010;

(iv) Lei nº 12.783, de 2013;

(v) Decreto no 4.541, de 2002;

(vi) Decreto nº 7.583, de 2011;

(vii) Decreto no 7.891, de 2013;

(viii) Resolução Normativa nº 427, de 2011;

(ix) Resolução Normativa nº 472, de 2012; e

(x) Resolução Normativa nº 500, de 2012.

V. DA CONCLUSÃO

132. Do novo marco regulatório dos encargos setoriais, instituído pela MPv nº 579, de 2012, convertida na Lei nº 12.783, de 2013, destaca-se a alteração na metodologia de cálculo da cota da CDE paga por todos os agentes que comercializam energia com consumidor mediante encargo incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia, que tem como objetivo o equilíbrio entre a necessidade total de recursos do fundo e suas fontes de receita, conforme definido no art. 13 da Lei nº 10.43, de 2002.

133. Cumpre ressaltar que se faz necessário atualizar a atual regulamentação da CDE em face do novo regime, restando lacunas e revogações tácitas no Decreto nº 4.541, de 2002, o que dificulta a programação e a execução orçamentária da Conta, em especial a movimentação de recursos entre os fundos da RGR e da CDE, a gestão da Conta em caso de insuficiência de recursos, a fixação da quota anual da CDE pela ANEEL e a alocação da mesma nas tarifas de energia e de uso dos sistemas de distribuição.

134. Por outro lado, tal medida expõe a necessidade de aperfeiçoamento do fluxo de informações entre os gestores dos fundos setoriais e o Regulador para permitir a devida transparência da utilização dos recursos e também, com vistas ao presente processo de definição da cota, maior certeza e conhecimento quanto à programação financeira da CDE.

135. Nesse sentido, insistimos que a elaboração de novo regulamento em substituição ao Decreto nº 4.541, de 2002, se apresenta como importante elemento no aperfeiçoamento da gestão da CDE, o que não exime a ANEEL de aprimorar seus instrumentos de fiscalização e monitoramento dos fundos setoriais.

136. Assim, no entendimento desta Superintendência, tendo em vista a relevância da matéria e a ausência de regulamentação pela ANEEL, conclui-se pela instauração de Audiência Pública, por meio de intercâmbio documental, pelo prazo mínimo de 30 dias, para obter subsídios e informações adicionais quanto à fixação das cotas anuais da CDE – USO e CDE - ENERGIA de 2016.

137. Todavia, considerando que a cota anual da CDE – USO de 2016 deve ser paga pelas concessionárias de distribuição em duodécimos a partir de 10 de fevereiro de 2016 (competência janeiro/2016), a área técnica recomenda a prorrogação, em caráter provisório, das cotas mensais vigentes desses agentes, até a homologação dos valores definitivos, quando deverá ser feito o ajuste em relação ao montantes provisórios recolhidos à Eletrobras.

138. Quanto à Cota Anual CDE – ENERGIA, que deve ser paga pelas concessionárias de distribuição a partir do processo tarifário de 2016, considerando que a mesma reflete apenas o ajuste do valor



de 2015 pela variação do IPCA, recomenda-se a sua fixação do valor apresentado nesta nota técnica em caráter provisório até a sua homologação em definitivo.

VI. DA RECOMENDAÇÃO

139. Pelo o exposto e do que consta do Processo nº 48500.004731/2015-12 recomenda-se:

(i) Abertura de Audiência Pública, por intercâmbio documental, no período mínimo de 30 dias, a fim de colher subsídios e informações adicionais para a fixação das Cotas CDE - USO de 2016, a serem pagas por todos os agentes do SIN por meio de encargo tarifário a ser incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica;

(ii) Prorrogação, em caráter provisório, das Cotas Mensais CDE - USO de 2015, vigentes, para as concessionárias de distribuição, que devem ser pagas a partir da competência de janeiro de 2016, até a fixação de seu valor definitivo; e

(iii) Fixação, em caráter provisório, da Cota da CDE - ENERGIA relativa à devolução dos recursos repassados às concessionárias de distribuição de energia elétrica no período de janeiro de 2013 a janeiro de 2014, para a cobertura de custos do mercado cativo, em atendimento ao Dec. nº 7.945/2013, a ser paga a partir do respectivo processo tarifário ordinário de 2016, mediante encargo incluído na Tarifa de Energia - TE.

ANDRÉ VALTER FEIL

CAMILA FIGUEIREDO BONFIM LOPES

Especialista em Regulação Especialista em Regulação

De acordo,

DAVI ANTUNES LIMA

Superintendência de Gestão Tarifária



ANEXO I – PREVISÃO DE SUBVENÇÃO DA CDE PARA COMPENSAR DESCONTOS TARIFÁRIOS

Agente Fator Multiplicador

(A) = nº mês do aniversário - 1

Subvenção CDE 2015 REH RTA/RTP (R$)

(B)

Previsão 2016 (R$) (A) * (B) + (12 - A) * (B) * (1,0670) * (1, 0241)

AES SUL 3 20.458.495,22 262.573.171,86

AMAZONAS 10 1.472.210,08 17.939.511,99

AMPLA 2 11.333.643,92 146.511.681,00

BANDEIRANTE 9 4.921.086,86 60.421.813,60

BOA VISTA 10 225.994,61 2.753.841,36

CAIUA 4 1.079.553,09 13.755.360,61

CEA 10 79.343,92 966.839,74

CEAL 7 3.027.585,26 37.734.531,42

CEB 7 2.509.033,05 31.271.517,83

CEEE 9 9.523.795,56 116.934.534,26

CELESC 7 12.129.155,46 151.172.620,57

CELG 8 20.475.192,99 253.295.721,38

CELPA 7 5.629.792,79 70.167.336,23

CELPE 3 11.236.448,06 144.213.431,92

CELTINS 6 3.502.660,03 43.980.408,80

CEMAR 7 4.238.441,02 52.826.121,18

EMT 3 18.856.548,17 242.013.090,90

CEMIG 3 71.695.046,59 920.165.221,70

CEPISA 7 2.682.758,70 33.436.760,24

CERON 10 5.081.801,61 61.923.934,74

CERR 10 135.638,32 1.652.811,17

CFLO 5 147.260,14 1.862.693,94

CHESP 8 312.611,32 3.867.270,50

CNEE 4 1.578.115,73 20.107.904,97

COCEL 5 166.217,08 2.102.480,33

COELBA 3 22.426.857,22 287.835.980,69

COELCE 3 21.634.538,62 277.667.021,26

COOPERALIANÇA 7 175.016,80 2.181.334,75

COPEL 5 38.446.976,85 486.315.921,67

COSERN 3 5.863.697,13 75.257.223,84

CPFL JAGUARI 1 209.369,01 2.725.955,55

CPFL LESTE PAULISTA

1 1.203.929,81 15.674.999,62

CPFL MOCOCA 1 682.816,27 8.890.173,40






(B)

Previsão 2016 (R$) (A) * (B) + (12 - A) * (B) * (1,0670) * (1, 0241)

CPFL PAULISTA 3 24.270.127,13 311.493.303,56

CPFL PIRATININGA 9 7.132.417,68 87.572.852,06

CPFL SANTA CRUZ 1 4.794.196,76 62.419.778,78

CPFL SUL PAULISTA

1 712.885,99 9.281.677,00

DEMEI 5 1.604,27 20.292,42

DMED 9 390.200,36 4.790.936,25

EBO 1 381.548,41 4.967.707,53

EDVP 4 1.402.001,42 17.863.906,17

EEB 4 1.219.872,34 15.543.268,86

EFLUL 7 96.654,08 1.204.655,23

ELEKTRO 7 14.650.721,01 182.600.338,14

ELETROACRE 10 857.219,69 10.445.590,01

ELETROCAR 5 371.493,53 4.699.022,74

ELETROPAULO 6 9.372.920,64 117.689.092,83

ELFJC 7 207,01 2.580,08

ELFSM 7 4.489.151,47 55.950.869,30

EMG 5 4.459.979,40 56.414.292,36

EMS 3 10.963.486,01 140.710.118,97

ENF 5 143.461,90 1.814.649,99

EPB 7 4.965.261,15 61.884.897,29

ESCELSA 7 20.041.066,13 249.783.300,73

ESE 3 1.627.810,68 20.892.025,97

FORCEL 7 51.913,69 647.030,09

HIDROPAN 5 48.843,25 617.818,41

IENERGIA 7 380.160,77 4.738.161,70

LIGHT 10 11.212.134,06 136.624.668,01

MUXFELDT 5 11.726,33 148.326,38

RGE 5 30.101.969,95 380.759.905,19

SULGIPE 11 216.693,98 2.620.418,51

UHENPAL 3 208.848,20 2.680.448,08

CEDRAP 7 57.601,51 717.920,65

CEDRI 7 132.796,57 1.655.119,81

CEJAMA 8 67.031,80 829.240,93

CEPRAG 8 109.433,79 1.353.789,96

CERAÇÁ 8 393.313,81 4.865.629,61






(B)

Previsão 2016 (R$) (A) * (B) + (12 - A) * (B) * (1,0670) * (1, 0241)

CERAL ANITÁPOLIS

8 48.360,81 598.264,75

CERAL DIS 5 100.206,33 1.267.510,16

CERBRANORTE 8 544.251,43 6.732.857,59

CERCOS 3 37.090,55 476.036,15

CEREJ 8 220.347,57 2.725.888,68

CERES 2 45.417,59 587.119,86

CERGAL 8 31.593,28 390.836,01

CERGAPA 8 159.022,99 1.967.250,96

CERGRAL 8 38.305,17 473.867,85

CERILUZ 5 552.672,49 6.990.755,93

CERIM 9 13.097,27 160.810,17

CERIPA 1 1.177.212,44 15.327.143,16

CERIS 6 6.321,89 79.379,47

CERMC 9 73.472,99 902.111,96

CERMISSÕES 5 811.585,27 10.265.744,43

CERMOFUL 8 37.065,53 458.532,44

CERNHE 4 108.009,94 1.376.232,15

CERPALO 8 16.698,31 206.572,44

CERPRO 3 83.513,60 1.071.849,65

CERRP 3 134.262,82 1.723.187,07

CERSUL 8 188.170,52 2.327.830,93

CERTAJA ENERGIA 3 348.585,10 4.473.891,87

CERTEL ENERGIA 5 802.952,21 10.156.544,83

CERTREL 8 4.195,00 51.895,75

CETRIL 9 187.051,18 2.296.641,34

COOPERA 8 102.095,86 1.263.013,47

COOPERCOCAL 8 56.381,38 697.486,09

COOPERLUZ 5 504.215,79 6.377.826,99

COOPERMILA 8 67.110,46 830.214,02

COORSEL 8 160.094,62 1.980.507,94

CRELUZ-D 5 556.408,65 7.038.014,63

CRERAL 5 263.036,82 3.327.153,50

COPREL 5 1.938.059,10 24.514.515,18

TOTAL mensal 467.895.251,02 493.801.695,34

TOTAL anual 5.614.743.012,28 5.925.620.344,07


ANEXO II – COTA CDE – ENERGIA DEC 7.945/2013

DISTRIBUIDORAS 2013 - CCEE 2013 - CVA 2014 - CCEE TOTAL Part. % na

CDE - ENERGIA

Cota Anual CDE -

ENERGIA 2016 (R$)

Cota Mensal CDE -

ENERGIA 2016(R$)

AES SUL 154.302.487,00 26.493.935,07 86.752.443,11 267.548.865,18 2,40% 83.352.268 6.946.022

AMAZONAS 2.626.701,72 - - 2.626.701,72 0,02% 818.324 68.194

AMPLA 244.964.382,09 113.017.775,24 62.399.835,17 420.381.992,50 3,78% 130.965.955 10.913.830

BANDEIRANTE 115.767.209,71 237.874.487,11 - 353.641.696,82 3,18% 110.173.659 9.181.138

BRAGANTINA 12.400.881,38 2.779.903,53 2.598.106,45 17.778.891,35 0,16% 5.538.842 461.570

CAIUA 21.835.660,16 10.242.986,85 4.192.241,75 36.270.888,76 0,33% 11.299.846 941.654

CEA - 613.859,44 - 613.859,44 0,01% 191.242 15.937

CEAL 107.766.042,37 27.867.014,52 9.788.851,09 145.421.907,98 1,31% 45.304.793 3.775.399

CEB 52.494.023,87 94.615.615,45 - 147.109.639,32 1,32% 45.830.589 3.819.216

CEEE 154.560.738,01 94.374.348,55 71.876.654,27 320.811.740,83 2,88% 99.945.803 8.328.817

CELESC 178.482.355,25 569.507.261,72 66.308.141,85 814.297.758,82 7,31% 253.686.612 21.140.551

CELG 254.335.139,48 133.344.978,96 31.561.285,86 419.241.404,30 3,77% 130.610.616 10.884.218

CELPA 212.785.438,95 124.584.132,97 36.481.956,90 373.851.528,82 3,36% 116.469.838 9.705.820

CELPE 187.230.105,75 36.666.896,05 - 223.897.001,80 2,01% 69.752.951 5.812.746

CELTINS 31.672.915,54 23.894.154,04 - 55.567.069,58 0,50% 17.311.385 1.442.615

CEMAR 112.798.912,24 36.373.316,14 5.480.517,64 154.652.746,02 1,39% 48.180.571 4.015.048

CEMIG 504.647.052,00 489.490.894,44 91.338.082,53 1.085.476.028,97 9,75% 338.169.586 28.180.799

CEPISA 34.877.462,62 25.053.470,70 - 59.930.933,32 0,54% 18.670.904 1.555.909

CERON 93.585.466,52 - - 93.585.466,52 0,84% 29.155.649 2.429.637

CERR - 806.965,05 - 806.965,05 0,01% 251.402 20.950

CFLO 911.143,33 - - 911.143,33 0,01% 283.858 23.655

CHESP - 839.028,91 - 839.028,91 0,01% 261.391 21.783

CJE 7.305.049,70 - - 7.305.049,70 0,07% 2.275.818 189.651

CNEE 14.873.273,12 2.979.424,47 4.393.223,53 22.245.921,12 0,20% 6.930.502 577.542

COCEL - 170.451,57 - 170.451,57 0,00% 53.103 4.425

COELBA 282.413.480,17 - - 282.413.480,17 2,54% 87.983.196 7.331.933

COELCE 149.233.525,67 31.789.998,47 19.449.066,87 200.472.591,00 1,80% 62.455.302 5.204.608

COOPERALIANÇA - 300.638,53 - 300.638,53 0,00% 93.661 7.805

COPEL 386.726.403,10 227.886.278,54 114.553.428,71 729.166.110,34 6,55% 227.164.668 18.930.389

COSERN 87.367.376,07 13.080.548,20 - 100.447.924,27 0,90% 31.293.582 2.607.798

CPEE 7.614.516,69 - 1.057.468,37 8.671.985,06 0,08% 2.701.673 225.139

CPFL PAULISTA 381.739.430,74 371.459.648,88 59.677.119,23 812.876.198,85 7,30% 253.243.739 21.103.645

CPFL PIRATININGA 165.706.388,25 167.779.407,90 53.967.360,72 387.453.156,87 3,48% 120.707.294 10.058.941

CPFL STA CRUZ 24.756.340,47 11.040.519,87 6.274.322,64 42.071.182,97 0,38% 13.106.871 1.092.239

CSPE 3.614.606,71 - - 3.614.606,71 0,03% 1.126.096 93.841

DEMEI - 18.533,79 - 18.533,79 0,00% 5.774 481

DME-PC 6.804.669,44 - - 6.804.669,44 0,06% 2.119.929 176.661

EDEVP 14.348.214,48 8.685.502,04 3.831.649,22 26.865.365,74 0,24% 8.369.646 697.470



DISTRIBUIDORAS 2013 - CCEE 2013 - CVA 2014 - CCEE TOTAL Part. % na

CDE - ENERGIA

Cota Anual CDE -

ENERGIA 2016 (R$)

Cota Mensal CDE -

ENERGIA 2016(R$)

ELEKTRO 283.785.771,18 174.152.099,96 100.161.105,43 558.098.976,57 5,01% 173.870.353 14.489.196

ELETROACRE 20.153.321,05 - 42.051,26 20.195.372,31 0,18% 6.291.673 524.306

ELETROCAR - 281.043,96 - 281.043,96 0,00% 87.557 7.296

ELETROPAULO 562.371.935,50 505.945.188,15 82.256.161,33 1.150.573.284,97 10,33% 358.450.009 29.870.834

EMS 66.985.749,27 6.818.304,72 3.625.971,81 77.430.025,80 0,70% 24.122.578 2.010.215

EMT 55.310.652,75 5.200.672,85 - 60.511.325,60 0,54% 18.851.720 1.570.977

ENERGISA BO 20.939.224,79 - 1.768.616,62 22.707.841,40 0,20% 7.074.409 589.534

ENERGISA MG 28.548.672,47 - 2.529.247,49 31.077.919,96 0,28% 9.682.026 806.836

ENERGISA PB 61.998.923,04 - 10.707.913,32 72.706.836,36 0,65% 22.651.114 1.887.593

ENERGISA SE 57.948.350,66 11.818.889,10 4.107.442,47 73.874.682,23 0,66% 23.014.945 1.917.912

ENF - 162.873,44 - 162.873,44 0,00% 50.742 4.228

ESCELSA 153.378.829,06 90.670.466,02 31.007.843,51 275.057.138,59 2,47% 85.691.398 7.140.950

FORCEL - 93.968,88 - 93.968,88 0,00% 29.275 2.440

HIDROPAN - 84.496,74 - 84.496,74 0,00% 26.324 2.194

IENERGIA 2.997.845,07 - 26.975,34 3.024.820,41 0,03% 942.354 78.529

LIGHT 489.406.370,20 303.415.558,87 181.209.681,08 974.031.610,15 8,75% 303.450.153 25.287.513

MOCOCA 2.713.028,00 - - 2.713.028,00 0,02% 845.218 70.435

MUXFELDT - 29.968,40 - 29.968,40 0,00% 9.336 778

RGE 128.439.943,45 10.705.815,09 45.898.931,48 185.044.690,03 1,66% 57.648.888 4.804.074

TOTAL 5.945.526.009,06 3.993.011.323,18 1.195.323.697,02 11.133.861.029,26 100,00% 3.468.647.008 289.053.917


ANEXO III – COTA CDE – USO (Concessionárias de Distribuição)

Concessionária Região MERCADO DE REFERÊNCIA 2016 (MWh)

CUSTO UNITÁRIO CDE 2016 (R$/MWh)

Encargo CDE ANUAL 2016 (R$)

Encargo CDE MENSAL 2016 (R$)

AME NORTE 6.257.099,54 7,33 - -

BOA VISTA NORTE - 7,33 - -

CEA NORTE 1.047.287,60 7,33 7.644.905,91 637.075,49

CELPA NORTE 8.162.833,07 7,33 57.797.106,91 4.816.425,58

CELTINS NORTE 2.049.636,20 7,33 13.980.453,89 1.165.037,82

CERR NORTE - 7,33 - -

CEAL NORDESTE 3.454.302,10 7,33 24.957.738,32 2.079.811,53

CELPE NORDESTE 13.353.942,41 7,33 95.224.937,52 7.935.411,46

CEMAR NORDESTE 5.873.643,95 7,33 40.857.658,96 3.404.804,91

CEPISA NORDESTE 3.183.778,02 7,33 22.125.269,78 1.843.772,48

COELBA NORDESTE 18.240.860,77 7,33 129.948.050,87 10.829.004,24

COELCE NORDESTE 11.256.038,90 7,33 79.602.086,85 6.633.507,24

COSERN NORDESTE 4.952.684,20 7,33 35.307.581,14 2.942.298,43

EBO NORDESTE 693.202,25 7,33 5.046.558,86 420.546,57

EPB NORDESTE 4.190.821,55 7,33 29.784.694,33 2.482.057,86

ESE NORDESTE 2.634.478,54 7,33 19.230.494,87 1.602.541,24

SULGIPE NORDESTE 358.371,18 7,33 2.562.341,33 213.528,44

CEB CENTROESTE 6.659.823,99 33,21 220.153.390,11 18.346.115,84

CELG CENTROESTE 12.879.475,49 33,21 412.835.778,73 34.402.981,56

EMT CENTROESTE 7.940.595,18 33,21 249.664.256,18 20.805.354,68

CERON CENTROESTE 2.988.418,83 33,21 98.894.398,88 8.241.199,91

CHESP CENTROESTE 114.729,17 33,21 3.719.944,93 309.995,41

ELETROACRE CENTROESTE 914.028,26 33,21 28.263.493,77 2.355.291,15

EMS CENTROESTE 4.960.893,43 33,21 155.755.522,35 12.979.626,86

AMPLA SUDESTE 11.021.244,78 33,21 362.649.042,35 30.220.753,53

BANDEIRANTE SUDESTE 13.949.737,36 33,21 485.361.753,56 40.446.812,80

CAIUA SUDESTE 1.157.387,35 33,21 38.448.405,96 3.204.033,83

CEMIG SUDESTE 39.683.089,58 33,21 1.350.186.798,65 112.515.566,55

CPFL JAGUARI SUDESTE 567.159,47 33,21 19.172.689,70 1.597.724,14

CPFL MOCOCA SUDESTE 232.152,84 33,21 7.805.256,12 650.438,01

CPFL STA CRUZ SUDESTE 991.179,17 33,21 32.799.932,58 2.733.327,71

CNEE SUDESTE 592.466,83 33,21 19.271.051,47 1.605.920,96

CPFL LESTE PAULISTA SUDESTE 338.078,46 33,21 11.197.195,58 933.099,63

CPFL PIRATININGA SUDESTE 14.837.243,83 33,21 507.437.124,40 42.286.427,03

CPFL PAULISTA SUDESTE 30.183.409,28 33,21 1.023.271.695,42 85.272.641,29

CPFL SUL PAULISTA SUDESTE 586.588,58 33,21 18.606.192,26 1.550.516,02

DMED SUDESTE 460.413,36 33,21 15.784.481,53 1.315.373,46

EDEVP SUDESTE 924.551,96 33,21 29.815.532,24 2.484.627,69

BRAGANTINA SUDESTE 1.096.541,65 33,21 36.535.517,70 3.044.626,47

ELEKTRO SUDESTE 16.034.944,45 33,21 554.533.286,13 46.211.107,18

ELETROPAULO SUDESTE 44.912.062,12 33,21 1.543.467.851,52 128.622.320,96

SANTA MARIA SUDESTE 551.671,43 33,21 16.636.534,03 1.386.377,84

EMG SUDESTE 1.583.684,50 33,21 51.552.792,58 4.296.066,05



ENF SUDESTE 335.881,35 33,21 11.341.195,49 945.099,62

ESCELSA SUDESTE 8.725.935,84 33,21 287.052.431,86 23.921.035,99

LIGHT SUDESTE 24.760.517,66 33,21 795.457.520,87 66.288.126,74

AES SUL SUL 8.575.408,68 33,21 295.873.661,02 24.656.138,42

CEEE SUL 8.668.324,61 33,21 295.053.980,56 24.587.831,71

CELESC SUL 21.590.664,41 33,21 711.243.993,10 59.270.332,76

CFLO SUL 296.533,44 33,21 9.744.953,83 812.079,49

COCEL SUL 310.238,38 33,21 10.141.634,89 845.136,24

COOPERALIANÇA SUL 193.130,90 33,21 6.649.909,39 554.159,12

COPEL SUL 28.341.555,44 33,21 932.044.292,42 77.670.357,70

DEMEI SUL 131.830,93 33,21 4.457.106,76 371.425,56

JOAO CESA SUL 16.885,26 33,21 509.710,50 42.475,87

EFLUL SUL 104.476,45 33,21 3.348.933,77 279.077,81

ELETROCAR SUL 178.595,62 33,21 6.055.107,93 504.592,33

FORCEL SUL 56.341,04 33,21 1.804.383,30 150.365,27

HIDROPAN SUL 112.312,43 33,21 3.977.337,08 331.444,76

IENERGIA SUL 245.134,80 33,21 7.660.451,27 638.370,94

MUXFELDT SUL 60.910,66 33,21 2.074.959,83 172.913,32

RGE SUL 8.874.444,81 33,21 297.003.978,40 24.750.331,53

UHENPAL SUL 64.600,44 33,21 2.222.338,64 185.194,89

TOTAL 413.514.274,78 11.541.607.679,20 961.800.639,93



ANEXO IV – CVA – CDE (Concessionárias de Distribuição)

Concessionária mês do aniversário

contratual Encargo MENSAL CDE 2015 (R$) - REH

1857/2015 - Cobertura Tarifária Encargo CDE MENSAL

2016 (R$) CVA (R$)

AME 11 - - -

BOA VISTA 11 - - -

CEA 11 1.013.002,14 637.075,49 - 3.759.266,51

CELPA 8 7.657.717,58 4.816.425,58 - 19.889.044,01

CELTINS 7 1.852.313,61 1.165.037,82 - 4.123.654,69

CERR 11 - - -

CEAL 8 3.306.727,99 2.079.811,53 - 8.588.415,28

CELPE 4 12.616.646,70 7.935.411,46 - 14.043.705,70

CEMAR 8 5.413.357,69 3.404.804,91 - 14.059.869,44

CEPISA 8 2.931.445,47 1.843.772,48 - 7.613.710,93

COELBA 4 17.217.219,45 10.829.004,24 - 19.164.645,64

COELCE 4 10.546.726,86 6.633.507,24 - 11.739.658,86

COSERN 4 4.678.010,70 2.942.298,43 - 5.207.136,82

EBO 2 668.634,20 420.546,57 - 248.087,63

EPB 8 3.946.266,34 2.482.057,86 - 10.249.459,33

ESE 4 2.547.907,78 1.602.541,24 - 2.836.099,63

SULGIPE 12 339.492,53 213.528,44 - 1.385.604,98

CEB 8 29.168.804,03 18.346.115,84 - 75.758.817,34

CELG 9 54.697.890,06 34.402.981,56 - 162.359.267,97

EMT 4 33.078.790,02 20.805.354,68 - 36.820.306,00

CERON 11 13.102.824,99 8.241.199,91 - 48.616.250,80

CHESP 9 492.867,02 309.995,41 - 1.462.972,85

ELETROACRE 11 3.744.717,77 2.355.291,15 - 13.894.266,18

EMS 4 20.636.531,22 12.979.626,86 - 22.970.713,08

AMPLA 3 48.048.494,03 30.220.753,53 - 35.655.480,99

BANDEIRANTE 10 64.307.080,93 40.446.812,80 - 214.742.413,21

CAIUA 5 5.094.148,30 3.204.033,83 - 7.560.457,90

CEMIG 4 178.890.427,80 112.515.566,55 - 199.124.583,74

CPFL JAGUARI 2 2.540.249,00 1.597.724,14 - 942.524,86

CPFL MOCOCA 2 1.034.142,54 650.438,01 - 383.704,53

CPFL STA CRUZ 2 4.345.764,58 2.733.327,71 - 1.612.436,87

CNEE 5 2.553.281,25 1.605.920,96 - 3.789.441,19

CPFL LESTE PAULISTA 2 1.483.551,10 933.099,63 - 550.451,47

CPFL PIRATININGA 10 67.231.915,14 42.286.427,03 - 224.509.392,93

CPFL PAULISTA 4 135.576.433,97 85.272.641,29 - 150.911.378,05

CPFL SUL PAULISTA 2 2.465.192,00 1.550.516,02 - 914.675,98

DMED 10 2.091.334,81 1.315.373,46 - 6.983.652,15

EDEVP 5 3.950.352,15 2.484.627,69 - 5.862.897,84

BRAGANTINA 5 4.840.703,82 3.044.626,47 - 7.184.309,37

ELEKTRO 8 73.471.831,37 46.211.107,18 - 190.825.069,34

ELETROPAULO 7 204.498.832,70 128.622.320,96 - 455.259.070,46

SANTA MARIA 8 2.204.225,88 1.386.377,84 - 5.724.936,34

EMG 6 6.830.389,05 4.296.066,05 - 12.671.614,99



ENF 6 1.502.630,09 945.099,62 - 2.787.652,34

ESCELSA 8 38.032.465,13 23.921.035,99 - 98.780.003,98

LIGHT 11 105.392.628,89 66.288.126,74 - 391.045.021,54

AES SUL 4 39.201.217,08 24.656.138,42 - 43.635.235,99

CEEE 10 39.092.615,08 24.587.831,71 - 130.543.050,31

CELESC 8 94.234.917,96 59.270.332,76 - 244.752.096,39

CFLO 6 1.291.139,09 812.079,49 - 2.395.298,04

COCEL 6 1.343.696,60 845.136,24 - 2.492.801,77

COOPERALIANÇA 8 881.067,08 554.159,12 - 2.288.355,73

COPEL 6 123.489.432,99 77.670.357,70 - 229.095.376,46

DEMEI 6 590.535,87 371.425,56 - 1.095.551,53

JOAO CESA 8 67.533,12 42.475,87 - 175.400,73

EFLUL 8 443.710,60 279.077,81 - 1.152.429,50

ELETROCAR 6 802.259,99 504.592,33 - 1.488.338,31

FORCEL 8 239.068,33 150.365,27 - 620.921,37

HIDROPAN 6 526.969,70 331.444,76 - 977.624,71

IENERGIA 8 1.014.956,90 638.370,94 - 2.636.101,71

MUXFELDT 6 274.917,85 172.913,32 - 510.022,65

RGE 6 39.350.976,33 24.750.331,53 - 73.003.223,98

UHENPAL 4 294.444,52 185.194,89 - 327.748,91

TOTAL 1.529.183.427,76 961.800.639,93 - 3.239.801.701,83

Documents

Nota Técnica nº 329/2015-SGT/ANEEL. Em 10 de dezembro de … · pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas