Nota Técnica no 52/2015-SRM/SRG/ANEEL · deve ser rateado por todos os agentes de consumo, na proporção do consumo líquido atendido pelo Sistema Interligado Nacional ... Contudo,

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

Nota Técnica no 52/2015-SRM/SRG/ANEEL

Em 31 de março de 2015.

Processo: 48500.006359/2014-90

Assunto: Alteração das Regras de Comercialização relacionadas ao critério de alocação dos custos decorrentes da operação de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito com Custo Variável Unitário (CVU) acima do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD).

I. DO OBJETIVO

Apresentar a análise das contribuições recebidas na Audiência Pública nº 01/2015, realizada para a coleta de contribuições destinadas ao aperfeiçoamento das Regras de Comercialização de Energia Elétrica (REGRAS), relacionadas ao critério de alocação dos custos decorrentes da operação de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito de custo, cujo Custo Variável Unitário (CVU) está acima do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD).

II. DOS FATOS

2. A Resolução Normativa nº 633, de 25/11/2014, resultado da Audiência Pública nº 54/2014 (AP 54/2014), estabelece novos critérios de cálculo para os limites máximo e mínimo do PLD, a serem considerados para o ano de 2015 e seguintes.

3. Diante desses novos critérios, a Resolução Homologatória nº 1.832, de 25/11/2014, homologa os valores de limites mínimo e máximo do PLD para o ano de 2015, que passam a ser, respectivamente, 30,26 e 388,48 R$/MWh, para todos os submercados do Sistema Interligado Nacional (SIN).

4. A redução do limite máximo do PLD (PLD_max), de 822,23 R$/MWh em 2014, para os atuais 388,48 R$/MWh, tende a elevar os custos decorrentes da operação de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito, cujo CVU está acima do PLD_max, que atualmente são pagos via Encargos de Serviço do Sistema (ESS) por Restrição de Operação.

5. A alocação desses custos nos ESS por Restrição de Operação, conforme REGRAS vigentes, foi bastante discutida no âmbito da AP 54/2014, no entanto, na deliberação da 44ª Reunião de Diretoria de

Fl. 2 da Nota Técnica no 52/2015-SRM/SRG/ANEE, de 31/3/2015)


2014, de 25/11/2014, que aprovou as resoluções citadas acima, estabeleceu-se que a alocação de ESS deveria ser tratada em momento posterior.

6. Em cumprimento à decisão da Diretoria, a SRM e a SRG, por meio da Nota Técnica n° 15/2015-SRM-SRG/ANEEL, de 22/01/2015, apresentaram proposta para tratamento dos custos decorrentes da operação de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito com CVU acima do PLD.

7. Na deliberação da 2ª Reunião de Diretoria de 2015, em cumprimento ao disposto no § 3º do art. 4º da Lei nº 9.427, de 26/12/1996, a ANEEL submeteu a proposta à Audiência Pública AP 01/2015, no período de 29/1/2015 a 2/3/2015, com vistas a colher subsídios à elaboração de ato regulamentar, a ser expedido pela ANEEL.

8. Nessa mesma Reunião de Diretoria, foi emitido o Despacho nº 183, de 27/01/2015, que autoriza a CCEE a utilizar, em caráter excepcional, a partir da contabilização do mês de janeiro de 2015, o critério de rateio do custo adicional decorrente da operação de usinas termelétricas despachadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) por ordem de mérito, que tenham CVU acima do PLD, conforme proposto na AP 01/2015.

III. DA ANÁLISE

9. Esta Nota Técnica traduz o entendimento da SRM e SRG quanto à proposta em exame e analisa às contribuições dos agentes apresentadas ao longo da AP 01/2015.

10. A ANEEL recebeu 43 contribuições de 20 instituições: Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia – ABIAPE, Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia Elétrica e de Consumidores Livres – ABRACE, Associação Brasileira dos Agentes Comercializadores de Energia Elétrica – ABRACEEL, Associação Brasileira dos Produtores de Ferroligas e de Silício Metálico – ABRAFE, Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa – ABRAGEL, AES Brasil, Associação Nacional dos Consumidores de Energia – ANACE, Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, Centrais Elétricas de Santa Catarina – CELESC, COMERC Comercializadora, EDP (Grupo), Elektro Eletricidade e Serviços, ENEL, Energisa, GNK Associados, KV Consultoria, Light, Neoenergia, Petrobras e Tractebel Energia.

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

Tabela 1: Síntese da análise de contribuições da Audiência Pública AP 01/2015

# Empresa Aceita Parcialmente Aceita

Não Aceita

Não Considerada

Já Prevista

Total de Contribuições

1 ABIAPE 2 2 2 ABRACE 1 2 3 3 ABRACEEL 1 2 3 4 ABRAFE 1 1 5 ABRAGEL 2 2 6 AES Brasil 1 1 2



7 ANACE 1 1 8 CCEE 1 1 9 CELESC 1 1

10 COMERC 1 1 11 EDP 1 1 1 3 12 Elektro 1 2 3 13 ENEL 1 1 2 14 Energisa 1 2 3 15 GNK 1 1 16 KV Consultoria 2 1 3 17 Light 1 1 2 18 Neoenergia 2 2 4 19 Petrobras 1 2 3 20 Tractebel 1 1 2 TOTAL 0 8 4 8 23 43

III. 1. Dos custos decorrentes da operação de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito

com CVU acima do PLD

12. A COMERC e a Tractebel Energia recomendam a criação de nova nomenclatura, específica e adequada ao ESS destinado a cobertura dos custos com a geração adicional ao compromisso previsto no CCEARs, objeto da presente AP.

13. Os agentes entendem como incorreta a caracterização desses custos como ESS sob a rubrica “Restrições Operativas”, pois a geração instruída pelo ONS para a situação CMO≥CVU>PLD não decorre de qualquer limitação operativa em equipamentos, instalações ou sistemas, mas sim em virtude da hidrologia desfavorável. A sugestão visa separar e tornar transparente aos consumidores os custos incorridos com os verdadeiros ESS-RO, que se referem a situações de despacho fora da ordem de mérito, seja constrained-on ou off, e os custos incorridos em função da situação CMO≥CVU>PLD.

14. As áreas técnicas concordam com a sugestão dos agentes. Assim, recomendam denominar esses custos devido às usinas na situação CMO≥CVU>PLD (para a geração de usinas não comprometidas com CCEARs na modalidade por disponibilidade e para a geração adicional à parcela do compromisso contratual previsto no CCEARs por disponibilidade para as usinas comprometidas com esses contratos), como “Custos devido ao descolamento entre CMO e PLD”, cuja finalidade é ressarcir os custos dos geradores não cobertos pelo PLD. Tal denominação se justifica pelo fato da situação em discussão na presente AP, embora tenha sido intensificada pela redução do limite máximo do PLD (PLD_max), ocorre sempre que há um descolamento entre o CMO calculado pelo ONS e o PLD calculado pela CCEE.

III. 2. Dos custos de usinas contratadas em CCEARs na modalidade por Disponibilidade

15. A proposta submetida à AP 01/2015, define que os custos associados ao despacho de usinas termelétricas contratadas em Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR) na modalidade por disponibilidade, na situação em que a usina encontra-se despachada pelo ONS, porém seu CVU é superior ao PLD (CMO≥CVU>PLD), devem ser suportados pelos compradores dos CCEARs até o limite da obrigação de entrega dos contratos.



16. No entanto, a AES Brasil, Elektro, Energisa, Neoenergia, EDP e ENEL manifestaram posição contrária a essa proposta, sob o principal argumento de que a mesma infringe o tratamento equânime entre os agentes do Sistema Interligado Nacional (SIN), pois todos são beneficiados por essa energia injetado no SIN, não cabendo, portanto, qualquer distinção entre agentes detentores de CCEAR por disponibilidade e os demais agentes de consumo.

17. Além disso, as empresas alegam que, dado o diferente portfólio de contratos de cada distribuidora, algumas podem ter mais contratos por disponibilidade do que outras, distorcendo também o tratamento entre os consumidores cativos de concessões diferentes.

18. No entendimento da SEM e SRG tais argumentos não prosperam, uma vez que as distribuidoras, no momento da contratação, assumiram a obrigação de arcar com os custos devido ao despacho dessas usinas (até o limite da obrigação de entrega dos contratos). Ou seja, o pagamento dos geradores já está considerado na receita variável de venda desses contratos na situação CMO≥CVU>PLD. Trata-se de um compromisso conhecido e assumido pelas distribuidoras detentoras de CCEARs por disponibilidade e, portanto, esses pagamentos não podem ser considerados como custos adicionais, não previstos no momento da contratação.

19. Conforme mencionado na Nota Técnica nº 15/2015-SRM/SRG/ANEEL, de 22/1/2015, o fato é que as distribuidoras possuem CCEARs cujos benefícios, como por exemplo, preços bastante reduzidos, não são alocados para outros consumidores e, por isso, os custos decorrentes de seus CCEARs com preços mais elevados, principalmente em razão da redução do limite superior do PLD (PLD_max) também não devem imputar em custos adicionais aos demais consumidores. Portanto, como os demais consumidores não se beneficiam de CCEARs com preços reduzidos, não é coerente e tampouco razoável alocar a eles o ônus decorrente de compromissos assumidos pelas distribuidoras.

20. A respeito da alegação de que as distribuidoras podem ser impactadas de maneira desigual, em função de diferentes portfolios de contratação, cumpre destacar que esse efeito é minimizado com a aplicação das Bandeiras Tarifárias, aprovadas pela Resolução Normativa nº 649, de 27/2/2015.

III. 3. Das contabilizações já realizadas

21. Em atendimento ao Despacho nº 183, de 27/1/2015, após alguns esclarecimentos adicionais realizados por meio do Ofício nº 40/2015-SRM/ANEEL, de 20/2/2015, a CCEE realizou a contabilização do mês de janeiro utilizando a proposta submetida à AP 01/2015.

22. No entanto, constatou-se junto à CCEE, que o consumo de referência utilizado no rateio dos custos decorrentes da situação CMO≥CVU>PLD foi o consumo bruto atendido pelo SIN e não o consumo líquido do agente, que considera a geração em locais diferentes do local de consumo.

23. Com relação a esse ponto, a minuta de Resolução Normativa submetida ao processo de AP dispõe o seguinte:

“Art. 1º Estabelecer que o custo adicional decorrente da operação de usinas termelétricas despachadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS por ordem de mérito de custo, que tenham Custo Variável Unitário – CVU acima do Preço de Liquidação das Diferenças – PLD, calculado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE,



deve ser rateado por todos os agentes de consumo, na proporção do consumo líquido atendido pelo Sistema Interligado Nacional – SIN.”

24. Assim, dado que os custos em discussão nessa AP não decorrem de um despacho por motivo de restrição elétrica e sim em razão de um despacho dentro da ordem de mérito, considera-se que agentes que dispõem de unidades geradoras não localizadas no mesmo ponto de consumo, como é o caso de alguns autoprodutores, não devem ser onerados, para fins de pagamento dos referidos custos, ao ponto de se desconsiderar sua geração injetada no sistema.

25. Contudo, de modo a tornar o texto da Resolução mais claro com relação a esse ponto, sugere-se alterar o art. 1º da seguinte maneira:

“Art. 1º Estabelecer que o custo adicional decorrente da operação de usinas termelétricas despachadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS por ordem de mérito de custo, que tenham Custo Variável Unitário – CVU acima do Preço de Liquidação das Diferenças – PLD, calculado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, deve ser rateado por todos os agentes de consumo, na proporção do consumo líquido total do agente, estando a unidade geradora localizada ou não no mesmo ponto de consumo atendido pelo Sistema Interligado Nacional – SIN.”

26. Face ao exposto, a CCEE deverá realizar a recontabilização das operações de compra e venda de energia elétrica realizadas no mercado de curto prazo nos meses de janeiro, fevereiro e março, considerando o consumo líquido como referência para pagamento dos custos devido ao descolamento entre CMO e PLD, bem como as demais diretrizes aprovadas no presente processo.

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL

27. As argumentações expressas nesta Nota Técnica são fundamentadas nos seguintes dispositivos legais e regulatórios:

Leis nº 9.427, de 1996; e 10.848, de 2004. Decreto nº 5.163, de 2004. Resolução Normativa nº 633, de 2014 e Resolução Homologatória nº 1.832, de 2014.

V. DA CONCLUSÃO

28. Diante do exposto, é entendimento destas Superintendências, que a proposta de tratamento dos custos decorrentes da operação de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito pelo ONS, na situação em que o CVU da usina está acima do PLD, foi aperfeiçoada por meio das contribuições recebidas na Audiência Pública AP 01/2015 e reúne condições de ser submetida à aprovação da Diretoria da ANEEL.

VI. DA RECOMENDAÇÃO

29. 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, recomenda-se que a proposta de tratamento dos custos decorrentes da operação de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito



pelo ONS, na situação em que o CVU da usina está acima do PLD, incorporando as contribuições aceitas, bem como as alterações descritas nesta Nota Técnica, seja aprovada pela Diretoria da ANEEL.

30. Adicionalmente, recomenda-se que as operações de compra e venda de energia elétrica realizadas no mercado de curto prazo a partir do mês de janeiro de 2015 sejam contabilizadas considerando as determinações aprovadas no presente processo.

GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JÚNIOR Especialista em Regulação

MATHEUS PALMA CRUZ Especialista em Regulação

FERNANDO COLLI MUNHOZ Assessor da Superintendência de Regulação

dos Serviços de Geração

De acordo:

CHRISTIANO VIEIRA DA SILVA RUI GUILHERME ALTIERI SILVA Superintendente de Regulação dos Serviços de

Geração Superintendente de Regulação Econômica e Estudos

do Mercado

Fl. 7 da Nota Técnica no 52/2015–SEM/SRG/ANEEL, de 31/3/2015)


Anexo I da Nota Técnica no 52/2015-SRM/SRG/ANEEL, de 31/3/2015

RELATÓRIO DE ANÁLISE DE CONTRIBUIÇÕES

REFERENTE À AUDIÊNCIA PÚBLICA AP 01/2015

Alocação dos custos decorrentes da operação de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito com CVU acima do PLD.

Alocação dos custos decorrentes da operação de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito com CVU acima do PLD ...................................................................................................................................... 8 Custos de usinas contratadas em CCEAR por disponibilidade ..................................................................... 13 Outras ........................................................................................................................................................ 18

(Fl. 8 da Nota Técnica no 52/2015–SRM/SRG/ANEEL, de 31/3/2015)

Anexo I da Nota Técnica no 52/2015–SRM/SRG/ANEEL, de 31/3/2015

RELATÓRIO DE ANÁLISE DE CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À AUDIÊNCIA PÚBLICA AP 01/2015

- Aceita

- Não aceita - Parcialmente aceita

- Não considerada - Já prevista

CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS

Entidade Texto Aproveitamento Justificativa Alocação dos custos decorrentes da operação de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito com CVU acima do PLD

AES Brasil, EDP, ENEL, Light,

Energisa, Neoenergia

e Petrobras

1. Apoiar a proposta de ratear por todo o SIN os custos de operação das usinas termelétricas despachadas na condição CMO≥CVU>PLD, pois dessa forma, os custos serão distribuídos de maneira equânime entre todos os agentes que são beneficiados por essa energia gerada, considerando que o sistema de transmissão de energia do país é desenhado de forma interligada.

Já prevista

ABIAPE, ABRACE,

ABRACEEL, ABRAGEL, AES Brasil

e Energisa

2. Manifestar concordância com a interpretação de que despachos na ordem de mérito na situação onde CMO≥CVU>PLD não podem ser considerados como restrição operativa (constrained-on), uma vez que os dois encargos possuem origens completamente distintas, sendo o segundo de natureza elétrica enquanto o primeiro possui cunho regulatório. A ABRACE ressalta ainda que, apesar de proposta corrigir parte da distorção causada pela Resolução Homologatória nº 1.832, de 25/11/2014, não dá uma solução definitiva para a questão. Mais ainda, a proposta, por ser

Já prevista


CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS Entidade Texto Aproveitamento Justificativa

vulnerável a questionamentos acerca da legalidade e constitucionalidade da parcela dos custos de geração térmica classificada como ESS Restrição Elétrica, pode ampliar as incertezas e conflitos no ambiente setorial.

GNK Associados

3. Propor que o ESS seja rateado a todos os consumidores de forma proporcional ao seu consumo, pois o sistema elétrico é quase todo interligado.

Já prevista

Elektro

4. A Elektro é a favor de iniciativas que venham a reduzir as assimetrias relacionadas aos itens de custos não gerenciáveis, buscando a alocação ótima global dos mesmos entre as concessionárias. O agente se opõe à forma de rateio do ESS, na situação em questão, de forma proporcional para todos os agentes do SIN, até que sejam corrigidas outras distorções entre os custos das distribuidoras. Não se deve analisar as questões isoladamente, sem avaliar os impactos na alocação dos custos às distribuidoras de forma global. Se a proposta de rateio apresentada na AP fosse analisada isoladamente, a empresa até concordaria com o mérito da proposta. No entanto, se somarmos o efeito do rateio desses custos com o dos aumentos da CDE e de Itaipu, é possível concluir que, no conjunto da obra, os consumidores das regiões Sudeste e Sul estão sendo onerados de forma bastante superior aos das demais regiões. Os demais custos de compra de energia também afetam as distribuidoras de forma assimétrica, porém de forma mais aleatória. Poderia ser argumentado que o ESS será coberto pela receita com as bandeiras tarifárias, juntamente com os demais itens apresentados no âmbito da Audiência Pública nº 006/2015. Nesse sentido, independente da forma de rateio, o efeito seria neutro para as tarifas das distribuidoras. Ocorre que, caso a receita com as bandeiras não seja suficiente para a cobertura de todos os custos previstos, a distribuidora terá que acumular os valores na sua CVA e repassá-los à tarifa. Dessa forma, distribuidoras com custos mais elevados relativos a esses itens continuam a ter repasses maiores às suas tarifas e a onerar mais os seus

Não considerada Além de destacar a necessidade de correção de distorções percebidas pelas diferentes distribuidoras, em função do aumento de custos da CDE e Itaipu, o agente se opõe à proposta submetida à presente AP, porém não apresenta outra proposta. Cabe destacar que a forma de rateio de custos relacionados aos aumentos da CDE e de Itaipu não são objeto da presente AP.



consumidores. Nesse sentido, a alteração na forma de rateio do ESS proposta na presente AP, embora se avaliada isoladamente seja razoável, ao ser avaliada em conjunto com a situação dos demais custos de Parcela A e suas formas rateio, acaba por intensificar assimetrias já existentes, de forma não gerenciável pelas distribuidoras.

COMERC e

Tractebel

5. Recomendar a criação de nova nomenclatura, específica e adequada ao ESS destinado à cobertura dos custos com a geração adicional ao compromisso previsto no CCEARs, objeto da presente AP. Os agentes entendem como incorreta a caracterização desses custos como encargos de serviços sob a rubrica “Restrições Operativas”, pois a geração adicional instruída pelo ONS para a situação em discussão na presente AP não decorre de qualquer limitação operativa em equipamentos, instalações ou sistemas, mas sim em virtude da hidrologia desfavorável. A Tractebel sugere denominar essa parcela do ESS de ESS-LR (Encargo de Serviço do Sistema por Limite Regulatório do PLD) a ser paga pelos agentes de consumo. A sugestão permite separar e tornar transparente aos consumidores os custos incorridos com os verdadeiros ESS-RO (que se referem a situações de despacho fora da ordem de mérito, seja constrained-on ou off) e os custos incorridos em função da imposição do limite regulatório para o PLD.

Parcialmente aceita Vide seção III.1 dessa Nota Técnica.

Elektro 6. Ampliar discussão a respeito da redução de assimetrias na alocação de custos da Parcela A, de forma a atingir itens como preço de compra de energia e cota da CDE.

Não considerada Matéria fora do escopo dessa Audiência Pública.

ABRAGEL

7. Manifestar entendimento de que os custos com o ESS sigam suportados, exclusivamente, pelos agentes de consumo, bem como que o rateio entre esses seja realizado de forma equilibrada, na proporção do seu consumo líquido, independente do submercado onde esteja instalado. Destaca-se que o ESS, conforme revela o art. 59 do Decreto nº 5.163/04, têm por escopo cobrir custos de serviços prestados

Já prevista



para manter a confiabilidade e a estabilidade – a fim de garantir o correto fornecimento de energia aos consumidores. Em outras palavras, são encargos que devem ser pagos por todos os Consumidores, correspondente aos serviços realizados pelos Agentes de Geração para preservar a estabilidade e a segurança do SIN.

Tractebel

8. Ressaltar que encargos instituídos para custear medidas que assegurem a prestação de serviço adequado devem ser cobrados exclusivamente dos beneficiários dessas medidas, ou seja, dos usuários do serviço cuja adequabilidade se persegue: os consumidores de energia elétrica.

Já prevista

KV Consultoria

9. Adotar a sugestão desta nota técnica no sentido de dar solução de compensação de custos para os contratos que realmente necessitam quando forem despachados por ordem de mérito pelo ONS.

Já prevista

ABRAFE

10. Contribuir no sentido de minimizar os efeitos do aumento dos custos com Encargos devido a segurança energética e restrição de operação, da seguinte forma: os aumentos dos dois encargos, para o ano de 2015, seriam divididos em duas parcelas. Uma delas, correspondente a 10% (dez pontos percentuais) ou menos, seria liquidada à vista, conforme procedimentos da CCEE, enquanto a outra parcela, correspondente a 90% (noventa pontos percentuais), seria parcelada em 36 meses. Essa seria convertida em um recebível, que poderia ser negociado, com deságio, em leilões a serem realizados pela CCEE. Assim, os credores que desejarem resgatar seu recebível à vista deverão participar dos leilões para a negociação dos títulos. A ANEEL, para incentivar os leilões e os deságios, deve criar um incentivo para o resgate, pelas distribuidoras, dos recebíveis correspondentes. Por exemplo, parte do deságio poderia ser apropriado pela distribuidora, indo o restante para a modicidade das tarifas.

Não aceita A aplicação das Bandeiras Tarifárias, aprovadas pela Resolução Normativa nº 649, de 27/2/2015, contribui para minimizar, ou mesmo anular os efeitos do aumento dos custos com encargos devido a segurança energética e restrição de operação, não havendo, portanto, necessidade de implementar medidas conforme sugerida pela associação.

ANACE 11. Conjugar esforços, tanto técnico como regulatório, para a Não considerada Matéria fora do escopo dessa Audiência Pública. A proposta da associação trata



mitigação dos gravíssimos problemas conjunturais e estruturais vivenciados pelo setor elétrico, com consequente reflexo no fortalecimento do mercado, entendendo ser urgente a adoção de medidas que visem atribuir segurança à comercialização e consumo de energia elétrica; no entanto, qualquer mecanismo com este intuito não pode, tampouco deve, onerar o segmento consumo ou lhe atribuir encargos ainda maior do que aqueles que já assume para a manutenção de seu processo produtivo e prestativo de serviços. A discussão continua a girar em torno de quem e como serão suportados os ônus do barateamento do PLD quando mantido o custo da geração adicional ainda devido. Não é demais repetir que, se há valores adicionais a serem quitados sem que se solucione o problema, o conceito enfrenta problemas a exigir uma avaliação muito maior sobre o tema, não sendo justo, por evidente, que o consumidor livre, então diligente, tenha que pagar por mais essa conta, que, mais uma vez, não lhe pertence. A solução proposta nada mais reflete a mais pura transferência de renda. As questões colocadas em discussão no âmbito da presente Audiência, mais uma vez, enfrentam problemas e refletem uma decisão de política tarifária, sem qualquer previsão legal.

de assuntos discutidos no âmbito da Audiência Pública n° 54/2014 (limites de PLD).

EDP e

Light

12. Ampliar o entendimento proposto na AP 01/2015 (o custo adicional decorrente da situação CMO≥CVU>PLD deve ser rateado por todos os agentes de consumo, na proporção do consumo líquido atendido pelo SIN), para todos os encargos vigentes no modelo atual, especialmente a CDE. O tratamento dado às regiões e às distribuidoras deve ser equânime, assim, o rateio do ESS na forma como apresentado pela ANEEL deverá ter sua implementação condicionada ao rateio e implementação de outros encargos vigentes no modelo atual, especialmente a CDE, cujo impacto financeiro ao consumidor em muito supera o ESS.

Não considerada Matéria fora do escopo dessa Audiência Pública. A forma de rateio da CDE possui previsão legal, sendo que o assunto foi amplamente discutido no âmbito da AP 03/2015 - Definição das quotas anuais da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE para 2015).

KV 13. Discordar da análise feita no item 4 da Nota Técnica nº 15/2015-SRM/SRG/ANEEL, de 22/1/2015, onde se afirma que

Não considerada O item 4 da referida NT afirma o seguinte: “A redução do limite máximo do PLD (PLD_max), de 822,23 R$/MWh em 2014, para os atuais 388,48 R$/MWh, tende



Consultoria esse valor do PLD “tende a elevar os custos decorrentes da operação de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito”, já que em qualquer operação os custos não se elevam por efeitos de seu mercado. Os custos se elevam por efeitos de preços de insumos, mão de obra e financeiros.

a elevar os custos decorrentes da operação de usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito, cujo CVU está acima do PLD_max, que atualmente são pagos via Encargos de Serviço do Sistema (ESS) por Restrição de Operação”. Logo, considerando que os custos decorrentes da situação CMO≥CVU>PLD, tendem a aumentar, a medida em que se diminui o PLD máximo (aumenta a faixa de ocorrência da situação CMO≥CVU>PLD), está correta a afirmação realizada na NT.

KV Consultoria

14. Baixar imediatamente os valores do PLD_max. Nunca deveriam ter sido aceitos valores tão expressivos para o PLD, eles não condizem com a realidade brasileira e devem ser imediatamente revistos. Fato é que alguns agentes com custos já depreciados estão se aproveitando de PLD´s elevados para aumentar seus lucros. Quando poucos agentes ganham muito dinheiro é evidente que a intervenção do estado neste mercado deve existir. Nunca tão poucos ganharam tanto em tão pouco tempo. Há casos de usinas hidroelétricas, já depreciadas, custando R$ 32,81/MWh que venderam no MCP a R$ 822,83/MWh obtendo lucros enormes, facilmente comprovável nos balanços de empresas que tem ações no mercado. É inconcebível que esses agentes continuem ganhando muito dinheiro e agora o consumidor final terá que pagar por isso.

Não considerada Matéria já discutida no âmbito da Audiência Pública n° 54/2014 (limites de PLD) e, portanto, fora do escopo da presente AP.

Custos de usinas contratadas em CCEAR por disponibilidade

ABIAPE, ABRACE,

ABRACEEL, CELESC

e Petrobras

15. Manifestar concordância com o reconhecimento de parte da responsabilidade das distribuidoras referente aos contratos de disponibilidade (até o limite de obrigação de entrega).

Já prevista

ABRACE e

16. Realizar a segregação contábil e consequente divulgação à sociedade, dos valores incorridos a título de: (i) Encargo de Serviço de Sistema (ESS) por segurança energética; (ii)

Parcialmente aceita Além dos valores de ESS por motivo de Restrição Operativa e Segurança Energética (itens (i) e (ii)), já disponibilizados em seu sítio eletrônico, a CCEE deverá disponibilizar os valores dos Custos devido ao descolamento entre CMO



ABRACEEL Encargo de Serviço de Sistema (ESS) por Restrição Operativa (elétrica); (iii) Encargo de Serviço de Sistema (ESS) pelo despacho por ordem de mérito de usinas com CVU acima do teto do PLD; e (iv) Custo adicional dos CCEARs por disponibilidade relacionado às usinas despachadas na situação CMO≥CVU>PLD. É importante conferir a necessária transparência e reprodutibilidade dos cálculos para deixar claro qual o impacto do valor do novo encargo na condição CMO≥CVU>PLD. A ABRACE salienta ainda, que para o caso daquelas térmicas que tiveram CCEARs resultantes de leilões anteriores a 2011, a Audiência Pública 63/2014 poderá permitir que a energia gerada por essas usinas acima da obrigação de entrega deverão ser remuneradas pelo seu CVU. Considerando-se a significativa redução do PLD Máximo e as regras vigentes, a proposta gerará custos extras que serão alocados como encargo adicional para os consumidores. Dada esta incerteza, solicita que seja apresentada pela ANEEL a estimativa das parcelas que compõem o ESS (conforme itens acima) considerando também toda base termoelétrica despachada por ordem de mérito de custo, discriminada por tipo de contrato.

e PLD (item (iii)), bem como os valores solicitados no item (iv), dados pela diferença entre o CVU da usina e o PLD, multiplicados pela disponibilidade máxima contratual (obrigação de entrega).

Neoenergia

17. Disponibilizar memória de cálculo dos valores de Encargo de Serviço do Sistema por Segurança Energética (ESS_SE), no intuito de auxiliar o acompanhamento e a previsibilidade desses valores. Mensalmente, a ANEEL divulga em sítio eletrônico a classificação das bandeiras tarifárias vigentes para o mês em curso, bem como seus valores históricos, no relatório INFORMAÇÕES PARA O CÁLCULO DAS BANDEIRAS TARIFÁRIAS. Por meio deste relatório é possível obter estimativas realizadas pelo ONS acerca do ESS_SE, incluindo o custo estimado referente ao despacho por ordem de mérito de usinas termelétricas com CVU superior ao PLD Máximo.

Já prevista Conforme menciona o agente, a estimativa de custos referentes ao despacho por ordem de mérito de usinas termelétricas com CVU superior ao PLD já é apresentada no site da CCEE. Vide resposta à contribuição acima.

AES Brasil, 18. Manifestar posição contrária à proposta de desconsiderar a existência do encargo de ESS gerado na situação em que

Não aceita Vide seção III.2 dessa Nota Técnica.


CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS Entidade Texto Aproveitamento Justificativa Elektro, Energisa

e Neoenergia

CMO≥CVU>PLD para os contratos por disponibilidade até o limite da obrigação de entrega dos contratos. Tal proposta infringe o tratamento equânime entre todos os agentes do SIN. Todos os agentes são beneficiados de certa forma por essa energia injetado no Sistema, não cabendo, portanto, realizar qualquer distinção entre agentes detentores de CCEAR por disponibilidade, ou não. Se para os CCEARs resultantes de leilões realizados depois de 2011 a energia adicional à contratada é encarada como relativa a interesse sistêmico, por que haveria de ser diferente para os demais CCEARs? A análise de que, pelo fato de o agente de geração vendedor do CCEAR ter sua receita preservada, o encargo não mais se faria necessário é incompleta. Não se trata somente da recuperação dos custos com a geração, mas da alocação adequada e justa dessas despesas entre os agentes. Vale ressaltar que, a rigor, como os custos em questão são repassados integralmente às tarifas das distribuidoras, a eliminação do ESS em questão impacta em última instância os consumidores finais. As distribuidoras do SIN possuem portfólio de térmicas que diferenciam entre si. Portanto, observando pela ótica de repasse nas tarifas dos custos gerados (diferenciados entre distribuidoras), a proposta estaria afetando de maneira desigual, inclusive, os consumidores finais. Os agentes entendem que essa situação não é a ideal e não se configura como a opção mais correta.

Neoenergia

19. Propor a inclusão dos seguintes parágrafos no art. 2º da minuta de Resolução: “§ 1° O custo adicional de que trata o caput será ressarcido aos compradores dos CCEARs por disponibilidade. § 2° O ressarcimento que trata o § 1° deve ser rateado por todos os agentes de consumo, na proporção do consumo líquido atendido pelo Sistema Interligado Nacional – SIN.” A proposta visa evitar a existência de subsídios cruzados entre os agentes.




EDP

20. Não alterar a sistemática de ressarcimento dos compradores de CCEARs por disponibilidade quando se verificar o despacho de usinas termelétricas com CVU superior ao PLD_máx. Na análise apresentada pela ANEEL não consta nenhuma consideração quanto às três importantes questões elencadas a seguir e que impactam diretamente no ESS: (i) a distribuidora não possui gestão sobre a carga; (ii) os mecanismos de contratação de energia no ACR não permitem ajustes mensais com agilidade para reduzir o nível de exposição ao PLD. Em termos técnicos, o risco de sazonalização é muito elevado e depende muito das características de cada área de concessão; (iii) a distribuidora ao participar dos leilões de compra de energia no ACR não possui gestão sobre a modalidade de CCEARs (Disponibilidade ou Quantidade) que irão adquirir. Distribuidoras que não possuam CCEAR por Disponibilidade não perceberiam o custo adicional de despacho econômico das usinas termelétricas. Neste contexto, caso o ESS seja alocado proporcionalmente ao volume de energia adquirido no mercado de curto prazo, algumas distribuidoras receberão parcela muito mais significativas dos custos do que outras, embora as causas para a aquisição de energia a PLD não sejam gerenciáveis pelas distribuidoras. Trata-se de uma alocação preferencial de custos às distribuidoras com cargas mais voláteis. É uma assimetria adicional. Ainda, recentemente (27/02/2015) a ANEEL aprovou os novos valores das bandeiras tarifárias que permitirão refletir o custo real das condições de geração. Conforme consta nos Procedimentos de Regulação Tarifária, a aplicação das bandeiras será realizada conforme intervalo de valores do Custo Marginal de Operação (CMO) e do Encargo de Serviços de Sistema por Segurança Energética (ESS_SE). Diante disso, a EDP entende que a sistemática de ressarcimento dos compradores de CCEARs por disponibilidade deve




permanecer inalterada.

ENEL

21. Ratear a diferença entre o CVU da usina com CCEAR e o teto do PLD por toda a carga do SIN, e não apenas entre as distribuidoras compradoras. A proposta da AP não é adequada pelos seguintes motivos: (i) o benefício da geração destas usinas, guardar água no sistema para mitigar um risco de racionamento futuro, é de todos, não apenas das distribuidoras e dos consumidores cativos, e portanto, seu ônus deve ser repartido de forma igualitária; (ii) esse custo não estava previsto quando da realização dos leilões que originaram os CCEAR por disponibilidade; e (iii) falta de isonomia entre o ambiente livre e o regulado e também entre as distribuidoras, pois os clientes livres irão pagar menos ESS, embora o benefício energético das usinas seja o mesmo para ambos os consumidores, qual seja, mitigar o risco de desabastecimento. Além disso, dado o diferente portfólio de contratos de cada distribuidora, algumas empresas podem ter mais contratos por disponibilidade do que outras, distorcendo também o tratamento entre os consumidores cativos de concessões diferentes.


CCEE

22. Sugerir que para usinas comprometidas com CCEAR por disponibilidade, proveniente de leilões realizados de 2011 em diante e enquadradas na situação PLD<CVU≤CMO, um eventual desvio negativo de geração em relação à obrigação seja valorado à diferença entre o CVU e PLD e repassado ao Distribuidor na apuração da Receita de Venda. Para usinas comprometidas com leilões realizados de 2011 em diante, a sua receita de venda, paga pelas distribuidoras na apuração da Receita de Venda, é função da obrigação de entrega gerada pela contratação. A obrigação de entrega é função do despacho da usina, sendo igual a disponibilidade contratual nos momentos em que a usina estiver despachada por ordem de mérito pelo ONS. Entretanto, para essas usinas poderá ocorrer o seguinte: caso a usina despacha pela ordem de mérito do ONS não gere o montante referente à obrigação

Já prevista A questão apresentada pela CCEE foi analisada no âmbito da AP 63/2014 - Alteração das Regras de Comercialização para compatibilização da forma de entrega de energia dos CCEARs por disponibilidade -, porém, a proposta também será aplicada para as usinas comprometidas com CCEAR por disponibilidade, proveniente de leilões anteriores a 2011, a exceção dos CCEARs resultantes do 1º Leilão de Energia Nova, realizado em 2005.



de entrega, ainda há o recebimento da valoração dessa obrigação ao CVU na Receita de Venda. Em contra partida a usina deve pagar pela exposição negativa gerada por essa obrigação no MCP, valorada ao PLD, mais baixo que o CVU. Dessa forma, a usina que não apresenta geração consegue obter um lucro da ordem da sua obrigação de entrega valorada pela diferença entre seu CVU e o PLD, gerando incentivo econômico a não gerar quando despachadas na condição PLD<CVU ≤ CMO.

Outras

Petrobras

23. Ressaltar que discorda das determinações do §5º do Artigo 2º da Resolução CNPE 03/2013. Para os agentes de geração termelétrica, a Resolução CNPE 03/2013 representa um paradoxo regulatório, pois, ao mesmo tempo em que assegura que a usina termelétrica despachada para garantir o suprimento energético receberá, para cada MWh produzido, o exato valor de seu respectivo CVU (§3º do Art. 2º), essa Resolução obriga que essa mesma usina participe do rateio do custo desse despacho na proporção da energia por ela comercializada nos últimos doze meses (§5º do Art. 2º). Então, é nítido que, se a usina termelétrica terá a obrigação de participar do rateio do custo do despacho adicional para garantia de suprimento energético, o recebimento do exato valor de seu CVU ficará comprometido, daí o paradoxo. Além disso, se a usina termelétrica tem uma remuneração inferior aos seus custos, há risco de desequilíbrio econômico financeiro, pois as receitas de operação não serão suficientes para que a usina honre todos os seus compromissos.

Não considerada Matéria fora do escopo dessa Audiência Pública.

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Nota Técnica no 52/2015-SRM/SRG/ANEEL · deve ser rateado por todos os agentes de consumo, na proporção do consumo líquido atendido pelo Sistema Interligado Nacional ... Contudo,