promover as licitações destinadas à contratação de ... · O quadro a seguir apresenta um resumo dos empreendimentos ... CEMIG, Única – União da Indústria de Cana-de-Açucar,

Nota Técnica nº 29/2015-CEL/ANEEL

Em 20 de julho de 2015.

Processo: 48500.006768/2014-96.

Assunto: Análise das contribuições da Audiência Pública nº 024/2015, que subsidia a aprovação do Edital e Anexos do Leilão nº 04/2015 — “Leilão A-3” de 2015, contratação de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração de energia elétrica de fontes hidrelétrica, eólica e termelétrica a biomassa e a gás natural, inclusive em ciclo combinado, para início de suprimento em 01/01/2018.

I - DO OBJETIVO

Analisar as contribuições recebidas durante a Audiência Pública (AP) nº 24/2015 - ANEEL, instituída com a finalidade de colher subsídios para a aprovação do Edital e Anexos do Leilão nº 04/2015-ANEEL (A-3 de 2015).

II - DOS FATOS 2. Consoante o disposto no art. 2º, § 11, da Lei nº Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, as licitações para contratação de energia elétrica no Ambiente de Contratação Regulada – ACR serão reguladas e realizadas pela ANEEL, mediante delegação do Poder Concedente, podendo a Agência promovê-las diretamente ou por intermédio da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.

3. Por meio do Decreto nº 4.932, de 5.163, de 23 de dezembro de 2003, com a redação dada pelo Decreto nº 4.970, de 30 de janeiro de 2004, ainda vigente, a teor das conclusões do Parecer CONJUR/MME nº 225, de 26 agosto de 2004, aprovado pela então Ministra de Minas e Energia, foram delegadas à ANEEL as competências estabelecidas no art. 3º-A da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com a redação dada pela Lei nº 10.848/2004, entre as quais a de “promover as licitações destinadas à contratação de concessionários de serviço público para produção, transmissão e distribuição de energia elétrica e para a outorga de concessão para aproveitamento de potenciais hidráulicos”.

4. O art. 19 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, dispõe que os editais dos leilões de compra de energia no ACR serão elaborados pela ANEEL, observadas as normas gerais de licitações e de concessões e as diretrizes do Ministério de Minas e Energia – MME.

5. A Portaria MME nº 514, de 2 de setembro de 2011, dispôs sobre aprimoramentos às condições de participação e aos procedimentos de qualificação econômica e financeiras dos proponentes vendedores de energia elétrica nos Leilões previstos no art. 19 do Decreto nº 5.163/2004.

6. Por meio do Despacho ANEEL nº 4.190/2014, delegou-se à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE a operacionalização dos leilões de contratação de energia, de outorga de concessão de geração e venda de energia elétrica oriunda de empreendimentos novos ou existentes, em qualquer de suas modalidades. 7. Por meio da Portaria MME nº 672, de 19 de dezembro de 2014, com alterações posteriores, o Ministério de Minas e Energia incumbiu a ANEEL de promover, direta ou indiretamente, Leilão de compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração a partir de fontes hidrelétrica, eólica e termelétrica a biomassa e a gás natural, inclusive em ciclo combinado, denominado Leilão “A-3” de 2015.

8. A Portaria MME nº 225, de 20 de maio de 2015, definiu as Diretrizes da Sistemática a serem aplicadas no Leilão “A-3” de 2015. 9. Em 28 de abril de 2015, na 14a Reunião Pública Ordinária, a Diretoria determinou a instauração de Audiência Pública, visando obter subsídios, para aprimorar a proposta de Edital e os respectivos Anexos do Leilão nº 04/2015. A partir da decisão, foi emitido o Aviso de Audiência Pública nº 24/20151.

10. No período de 30/04/2015 a 29/05/2015 foram recebidas contribuições destinadas ao aperfeiçoamento do Edital e Anexos do Leilão “A-3” de 2015, por meio do correio eletrônico “[email protected]”.

11. Por intermédio da Nota Técnica nº 182/2015-SGT/ANEEL, de 15 de janeiro de 2015, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT propôs os valores das Tarifas de Uso dos Sistemas de Transmissão – TUST e das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSDg de referência para as centrais geradoras participantes do Leilão nº 04/2015.

12. Pelo Parecer nº 426/2015/PFANEEL/PGF/AGU, de 20 de julho de 2015, a Procuradoria Geral examinou a minuta do Edital de Leilão nº 04/2015 e opinou pela continuação do procedimento licitatório.

13. A SRM, mediante a Nota Técnica nº 114/2015-SRM/ANEEL, de 13 de julho de 2015, analisou as contribuições atinentes à minuta dos CCEARs.

1 Em cumprimento à decisão proferida na 46ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 04/12/2012 foram submetidos à audiência pública o Edital e todos os Anexos nele previstos.

III - DA ANÁLISE

14. O Edital do Leilão nº 04/2015 e seus Anexos, ora submetidos à apreciação da Diretoria da ANEEL, foram elaborados de acordo com as normas gerais de licitações e de concessões, as diretrizes estabelecidas pelas Portarias MME nº 672/2014 e nº 225/2015 e observando as contribuições recebidas na AP 024/2015.

III. 1. Das Principais diretrizes estabelecidas pelas Portarias MME nº 672/2014 e 225/2015. 15. As principais diretrizes do MME para este Leilão constam das Portarias MME no 672/2014 e nº 225/2015, valendo, inicialmente, destacar as seguintes:

a) será realizado no dia 21 de agosto de 2015; b) serão negociados CCEAR na modalidade por quantidade, com prazo de suprimento

de 30 anos, para empreendimentos hidrelétricos; c) também serão negociados CCEAR na modalidade por disponibilidade, com prazo de

suprimento de 20 anos, diferenciados por fonte, para empreendimentos de geração a partir de fonte eólica e termelétrica a gás natural e a biomassa com Custo Variável Unitário - CVU igual ou diferente de zero;

d) o início de suprimento de energia elétrica ocorrerá em 1º de janeiro de 2018; e) o percentual mínimo de energia a ser destinada ao mercado regulado (ACR) será de:

10% da garantia física do empreendimento, para a fonte hidrelétrica, e de 70% da garantia física do empreendimento, para as demais fontes;

f) possibilidade de inclusão de projetos existentes a gás natural que, por meio de ampliação, visem o fechamento do ciclo térmico, respeitado o prazo de início de suprimento de energia elétrica;

g) permitida a habilitação técnica de empreendimento a gás natural liquefeito com despacho antecipado de dois meses, conforme dispõe a Resolução Normativa ANEEL no 282/2007;

h) não serão habilitados tecnicamente pela Empresa de Pesquisa Energética – EPE: i) empreendimento eólico com CVU superior a zero; ii) empreendimento termelétrico com CVU superior a R$ 250,00/MWh; iii) empreendimento a gás natural com inflexibilidade operativa superior a 50%; iv) o empreendimento de geração cujo ponto de conexão ao SIN tenha

capacidade de escoamento inferior à sua potência injetada, observado o prazo para alteração do ponto de conexão, conforme disposto no art. 14, §§ 7º e 8º da Portaria MME nº 672/2014;

i) as perdas elétricas de empreendimento participante do rateio de perdas na Rede Básica até o Centro de Gravidade do Submercado deverá ser de, no mínimo, 2,5%.

III.2. Cadastramento de Projetos na EPE 16. A Empresa de Pesquisa Energética - EPE registrou o cadastramento de 586 projetos para o A-3 de 2015 (discriminados no quadro a seguir, por tipo), cujas fichas de dados e demais documentos são examinados no processo de habilitação técnica que antecede à realização do Leilão.

17. O quadro a seguir apresenta um resumo dos empreendimentos cadastrados na EPE, por fonte:

USINAS CADASTRADAS NA EPE

Tipo Qtd Potência Habilitável (MW) Eólicas 513 12.512,8 Pequenas Centrais Hidrelétricas 28 360,16 Termelétricas a Biomassa 24 1.114,76 Termelétricas a Gás Natural 21 9.218,3

Total Geral 586 23.206,02 III. 3. Das Contribuições obtidas na AP 24/2015 18. Na Audiência Pública 24/2015 foram recebidas manifestações e propostas de 11 instituições: CCEE, Brookfield Renewable Energy Group, AES Brasil, Petrobras, Neoenergia, Abradee, Abeeólica, CEMIG, Única – União da Indústria de Cana-de-Açucar, Imetame Energia Ltda. e Bolt Energias S.A.

19. No total, encaminharam-se 156 contribuições, das quais 42 referentes ao Edital, 104 relativas às minutas dos CCEARs (Anexo II do Edital) e 10 concernentes aos requisitos técnicos de conexão para usinas eólicas (Anexo IX ao Edital).

20. As contribuições para as diversas minutas dos Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR (Anexo II) foram analisadas pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado e estão consolidadas na Nota Técnica nº 114/2015-SRM-ANEEL, de 13/07/2015.

21. A tabela a seguir sintetiza o aproveitamento dessas contribuições para o aprimoramento do edital e seus anexos:

Contribuinte Edital CCEAR Anexo IX – Características

Técnicas - Eólica Não

aceita Aceita

Parcialmente Aceita Não aceita /

não considerada

Aceita Parcialmente Aceita Não

aceita Aceita

Parcialmente Aceita

CCEE 20 1 4 4 - 5 - - - Brookfield 1 - - - - - - - - AES Brasil 2 - - 11 8 3 - - - Petrobras 3 - - 6 - - - - - Neoenergia 2 - - 15 8 3 - - - Abradee 2 - - 11 8 3 - - - Abeeólica 6 - - 5 - 1 9 1 - Cemig - - - - - 4 - - - Única - - - 3 - 1 - - - Imetame Energia Ltda. - - - 1 - 3 - - - Bolt Energias S.A. - - - 1 - - - - -

Total 37 1 4 57 24 23 9 1 -

22. Relativamente às contribuições atinentes ao corpo do Edital, 5 foram aproveitadas pela CEL, total ou parcialmente, conforme detalhado no Relatório de Análise de Contribuições anexo a esta Nota Técnica.

23. Salienta-se que as contribuições aceitas se relacionam a aprimoramentos no texto do Edital, sem alterar na essência o conteúdo submetido à Audiência Pública.

24. Registre-se que, em função de diretriz especificada na Portaria MME nº 225, de 20/05/2015, editada após o início da audiência pública n º 024/2015, as perdas elétricas até o centro de gravidade do submercado para empreendimento conectado na rede básica deverá ser de, no mínimo, 2,5%, diretriz essa que inova em relação aos certames anteriores que não especificavam valor mínimo a ser respeitado.

IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 25. Os argumentos expressos nesta Nota Técnica estão fundamentados nos seguintes instrumentos legais e regulatórios:

(i) nas Leis nº 8.666/1993, nº 8.987/1995, nº 9.074/1995, nº 9.427/1996, Lei nº 10.848/ 2004; e nº 11.943/2009; (ii) nos Decretos nº 2.003/1996 e nº 5.163/2004; e (iii) nas Portarias MME nº 672/2014 e nº 225/2015.

V - DA CONCLUSÃO 26. As minutas do Edital e seus Anexos elaborados pela CEL, com apoio das áreas técnicas envolvidas no Leilão, foram aprovados pela Procuradoria-Geral e atendem às regras e diretrizes estabelecidas pelo MME e descritas em lei.

27. A análise das contribuições enviadas no decorrer da AP nº 024/2015, relativas ao texto do Edital e do CER, está consolidada no Relatório de Análise de Contribuições, o qual segue como anexo desta Nota Técnica.

28. Em face do exposto, a minuta do Edital do Leilão nº 04/2015, e seus Anexos, encontra-se em condições de ser submetida à apreciação da Diretoria da ANEEL.

VI - DA RECOMENDAÇÃO 29. Recomenda-se encaminhar o Processo para deliberação da Diretoria da ANEEL.

MARCO ALESSANDRO PANDO Membro da Comissão Especial de Licitação

ANDREA CAMPOS REIS Membro da Comissão Especial de Licitação

De acordo:

ROMÁRIO DE OLIVERIA BATISTA Presidente da Comissão Especial de Licitação

1

RESPOSTAS AOS COMENTÁRIOS E CONTRIBUIÇÕES RECEBIDOS NA AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 024/2015

ANÁLISE REFERENTE AO EDITAL DO LEILÃO Nº 04/2015-ANEEL (LEILÃO A-3 de 2015)

2

EDITAL DO LEILÃO Nº. 04/2015-ANEEL

RELATÓRIO DE ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES REFERENTES À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 024/2015

# Entidade Documento questionado Proposta

ANEEL Aproveitamento Observação/Justificativa

1.

Brookfield Renewable Energy Group

Edital

Não foi proposta alteração específica de algum item do edital, tendo sido formulada a seguinte questão: “Gostaríamos de propor a possibilidade para que um Vendedor de CCEAR cuja usina tenha menos de 50 MW de potência instalada possa ser representado na CCEE por outro Agente”

Nâo aceita

A possibilidade de representação de um agente por outro está prevista nos §§ 2º, 3º, 4º e 5º do art. 11-A da Resolução Normativa nº 109, de 26/10/2004, que instituiu a Convenção de Comercialização.

2. CCEE Edital

2.3.1.2.2 A líder do consórcio será responsável por todas as informações de interesse da Autorização para o cumprimento das responsabilidades do consórcio perante a ANEEL; 2.3.1.2.3 O consórcio deverá, obrigatoriamente, constituir uma SPE para recebimento da outorga de Autorização e assinatura do CCEAR; 2.3.1.2.3 A composição do consórcio não poderá ser alterada até a outorga de Autorização e constituição da SPE. Posteriormente, caso haja mudança de participação, o consórcio a SPE deverá solicitar prévia anuência da ANEEL para transferência de parte ou de toda a outorga, conforme inciso VIII do art. 3º, da Lei nº 9.427/1996, e inciso XII do art. 4° do Decreto 2.335/1997, mantidas as condições deste Edital até a operação do empreendimento, se for o caso. 2.3.1.2.4 No caso de empreendimentos hidrelétricos com potência instalada igual ou inferior a 50 MW, a composição do consórcio deverá contar entre seus consorciados o(s) titular(es) da autorização, caso seja outorgado, ou do projeto básico. Justificativa

Não aceita

O juízo de constituir ou não SPE cabe ao empreendedor, atrelado ao fato de que a constituição de SPE leva tempo. É possível a adoção dessa exigência para leilões futuros.



A obrigatoriedade em constituir uma SPE para consórcios facilitaria a emissão de contratos, diminuindo o seu volume, pois, pela regra vigente, é emitido um contrato para cada membro do consórcio, na proporção de sua participação, acompanhando a outorga emitida. Além disso, pela experiência interna da CCEE, muitos consórcios acabam constituindo uma SPE posteriormente à assinatura dos Contratos, o que gera a modificação de todos os contratos assinados, com a imposição da constituição da SPE haveria grande economia processual para as Partes.

3. CCEE Edital

Inclusão: 2.7 As VENDEDORAS que negociarem energia no LEILÃO proveniente de Empreendimento a Gás Natural Fechamento de Ciclo deverão assinar Termo Aditivo aos CCEARs eventualmente assinados e vinculados ao empreendimento existente, a fim de igualar todos os componentes do CVU, conforme diretriz contida no art. 6º da Portaria MME nº 672/2014. 2.7.1 As componentes do CVU deverão ser igualdas conforme Regras de Comercialização e os critérios de atualização deverão estar em consonância com a definida no contrato associado ao empreendimento existente. Justificativa Inclusão para adequar o Edital aos termos do artigo 6º da Portaria MME nº 672/2014. É importante destacar que essas alterações também foram refletidas na minuta do CCEAR (Gás Natural), conforme minutas anexas, as quais estão no modelo de simplificação proposto pela CCEE. Foi, inclusive, inserida cláusula no CCEAR (Gás Natural) já prevendo que para empreendimentos de ciclo aberto que venham a fechar o seu ciclo futuramente, deverão ajustar o CVU, caso exista diretriz por parte do MME.

Nâo Aceita

A minuta do CCEAR (Gás) possui dispositivo que versa a respeito dessa matéria, portanto não há motivo para que o corpo do edital também trate disso.



4. CCEE Edital

Acrescentar: “5.2.3 Não será exigido o registro das respectivas traduções juramentadas no ofício de registro de títulos e documentos competente”. Justificativa Em função da exigência legal de registro de traduções juramentadas de documentos estrangeiros em ofícios de registro de títulos e documentos (art. 130 da Lei nº 6.015/73), deve restar claro que esta exigência não será requerida, a fim de se evitar entendimento dissonante.

Não aceita

Segundo consta do art. 130 da Lei nº 6.015/73 o registro no RTD é condição de eficácia dos documentos traduzidos para produção de efeitos junto à administração pública.

5. CCEE Edital

Acrescentar: 5.3.4 A cópia digital deve ser uma cópia, em arquivo único, fidedigna à via física, inclusive no que tange à ordem dos documentos apresentados na via física, e, à indicação de numeração das folhas e à rubrica. Justificativa A inclusão de subitem tratando especificamente da via digital justifica-se uma vez que se torna mais clara a presença de todos os documentos em via digital, estando eles compilados e devidamente numerados. Por experiência, a CCEE responde dúvidas sobre esse item e, além disso, muitos agentes não se atentam para tal obrigação, com este subitem entende-se que isso poderia ser solucionado.

Não aceita

Desnecessário colocar uma vez que a documentação necessária deve ser entregue em duas vias, o que significa que a mesma documentação deve ser entregue em meios diferentes e estarem completas.

6. CCEE Edital

5.3.3 Os documentos extraídos da internet, serão aceitos pela CEL, contando que (i) suacuja autenticidade puder possa ser conferida por meio eletrônico, caso em que não será exigida cópia autenticada por cartório e (ii)serão aceitos pela CEL, contanto que estejam em prefeita condição de apresentação. Justificativa

Não aceita

Desnecessário especificar isso, uma vez que a regra é encaminhar documentos autenticados, exceção feita aos documentos extraídos diretamente da Internet que devem ter meios de conferencia eletrônico.



Alteração de redação para deixar mais claro que documentos extraídos da internet, desde que possam ter sua autenticidade conferida eletronicamente, não precisarão de autenticação por cartório. Nos últimos leilões foram recebidos alguns questionamentos sobre esse item, pois há cartórios que não fazem a autenticação de documentos extraídos da internet, por isso sugerimos considerar a extração da autenticidade como prova suficiente de sua veracidade.

7. CCEE Edital

8.5.1 8.6.3 Caução em Dinheiro: deverá ser encaminhada imagem digitalizada entregue cópia da via do beneficiário do recibo da Conta Caução; Justificativa Alteração do item no Edital que dispõe de caução em dinheiro, considerando que essa modalidade de aporte não se aplica para aporte online, somente presencial, devido a necessidade de entrega da via física do recibo, juntamente com o Anexo A.

Não Aceita

Visto que a conta em que se deve fazer a caução é do Bradesco, agente contratado para ser agente custodiante das garantias, o envio da via do recibo digitalizada bastaria devido ao acesso que o Bradesco possui a essa conta, o que permitiria verificar a autenticidade do recibo.

8. CCEE Edital

Inclusão: 8.7.5 No caso de VENDEDORA com outorga e operando, que não esteja obrigada a recolher a Garantia de Fiel Cumprimento, conforme item 13.1, a Garantia de Participação deverá vigorar até a assinatura dos CCEAR e CCG, de forma a vincular-se ao objeto e às condições deste LEILÃO. Justificativa Sugere-se a inclusão deste novo item, pois para empreendimentos com outorga e operando não será necessário o aporte de garantia de fiel cumprimento, ficando obrigatória a retenção da garantia de participação para posterior liberação mediante assinatura dos CCEAR e CCG.

Aceita

Sugestão aceita, não obstante foi alterada a palavra assinatura por celebração.



9. CCEE Edital

8.11.6 A partir do quinto dia útil após a assinatura tempestiva dos CCEAR e CCG decorrentes do LEILÂO, às VENDEDORAS abrangidas pelos itens 8.7.5 e 13.1 e às COMPRADORAS na proporção dos CCEAR e CCG assinados. Justificativa Considerando que o Edital não prevê aporte de garantia de fiel cumprimento para VENDEDORAS com empreendimento com outorga e operando, sugere-se a associação da liberação das respectivas garantias de participação às assinaturas dos CCEAR e CCG.

Aceita

10. CCEE Edital

8.7 Para as vendedoras, a Garantia de Participação deverá ter a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE como beneficiária e a VENDEDORA como tomadora e vigorar por até 180 (cento e oitenta) dias contados da data da inscrição no Leilão, conforme CRONOGRAMA publicado no Site da ANEEL, devendo ser mantida nas condições definidas neste edital e ser prorrogável por mais 60 (sessenta) dias. Justificativa Sugere-se a retirada da preposição “até” do texto original, para não haver dúvidas na aceitação da garantia de participação pelo agente custodiante.

Aceita

11. CCEE Edital

Inclusâo: 8.11.7 Em até 5 (cinco) dias úteis após a realização do LEILÃO, na proporção da QUANTIDADE DECLARADA não atendida, às COMPRADORAS. Justificativa Inclusão de item para liberação de garantia, caso as COMPRADORAS não contratem o

Não Aceita

A demanda declarada pelas Compradoras não é divulgada em qualquer momento, assim como a demanda não atendida no Leilão. Portanto, utilizar-se de dados confidenciais como critério para tomar uma decisão não é factível.



valor total da declaração de necessidade de compra no leilão.

12. CCEE Edital

11.5.1 Ato constitutivo, Ficha Cadastral da Junta Comercial competente e comprovação dos poderes do(s) Representante(s) Legal(is): 11.5.1.1 Caso o Representante Legal pertença ao quadro de diretores, a comprovação dos poderes do Representante Legal será verificada no Contrato Social e/ou Estatuto Social e nos últimos atos de eleição de sua atual diretoria, conforme o caso; 11.5.1.2 Caso o Representante Legal não pertença ao quadro de diretores, será necessária apresentação de procuração, por instrumento público ou particular, com firma reconhecida, outorgando-lhe poderes, sem prejuízo da apresentação do Contrato Social e/ou do Estatuto Social e dos últimos atos de eleição de sua atual diretoria, conforme o caso; e 11.5.1.23 Em caso de VENDEDORA estrangeira em funcionamento no país, sem prejuízo da apresentação do ato constitutivo e da comprovação dos poderes do(s) Representante(s) Legal(is), deverá ser apresentada cópia autenticada do decreto de autorização e do ato de registro ou autorização para funcionamento, expedido pelo órgão competente, em ambos os casos quando a atividade exercida assim o exigir.; 11.5.1.4 Caso o Contrato Social ou Estatuto Social exija aprovação do Conselho de Administração ou dos sócios para quaisquer atos relativos ao LEILÃO, deverá ser apresentado o respectivo documento que comprove tal aprovação, nos termos legais e conforme previstos no ato societário". Justificativa Correção de itens, pois estavam fora de formatação, e inclusão do último item sob a justificativa de que determinados atos constitutivos exigem aprovações específicas para ações relacionadas aos Leilões, por exemplo, aprovação do Conselho de Administração ou dos sócios para participação da empresa em negócios que culminem em responsabilidades superiores a determinados valores. Estes atos precisam ser

Aceita parcialmente

Foi corrigida a formatação dos subitens. Quanto ao estabelecimento de novo subitem, verifica-se que o subitem 11.5.1.1 especifica que os poderes do representante legal serão aferidos a partir do contrato social ou estatuto social, portanto se no ato constitutivo for exigido aprovação específica do conselho de administração tal aprovação deve ser encaminhada junto com os demais documentos por ser condição de eficácia.



apresentados, e a redação sugerida torna isso claro, pois é de responsabilidade do agente apresentar tais documentos, pois tais exigências nem sempre são claras pela leitura dos atos constitutivos.

13. CCEE Edital

11.5.2.1 O diagrama deverá apresentar as participações diretas e indiretas, até seu último nível. A abertura deve considerar todo tipo de participação, inclusive minoritária superior a 5%. Participações inferiores a 5% também devem ser informadas quando o acionista fizer parte do Grupo de Controle por meio de Acordo de Acionistas. Caso a abertura apresentada tenha participantes com participação superior a 5% e a abertura não seja possível em razão de se tratar de capital pulverizado, deverá ser apresentada essa informação como nota no próprio diagrama, quando for o caso.” Justificativa Tal alteração simplesmente otimiza a disponibilização das informações, evitando-se que se exija esclarecimentos adicionais e a apresentação de novo diagrama, no qual se esclarece que se trata de capital pulverizado. Casos assim são bastante comuns durante as análises de documentos realizada pela CCEE.

Não aceita

Cabe a empresa apresentar as justificativas cabíveis quando não for possível atender a regra estabelecida no edital.

14. CCEE Edital

Inclusão: 11.5.3.1 Deve constar expressamente do Contrato de Constituição de Consórcio a obrigação das partes de constituir uma Sociedade de Propósito Específico – SPE para recebimento da outorga e, consequentemente, assinatura do CCEAR. Justificativa A despeito de tratar-se de determinação e obrigação decorrente da própria letra do Edital, sugere-se reiterar neste item a obrigatoriedade de constituição de SPE para os

Não aceita

Não merece ser acolhida a sugestão uma vez que o consórcio pode ter sido constituído antes do edital, além de que não se esta exigindo a constituição de SPE em caso de consórcio.



casos previstos no item 2.3.

15. CCEE Edital

11.6.3 Certidão Negativa, ou Certidão Positiva com Efeitos de Negativa, de regularidade fiscal para com a Fazenda Estadual/Distrital, inclusive quanto à aos débitos inscritos e não inscritos na Dívida Ativa. Justificativa Determinados estados emitem certidões separadas para débitos inscritos e não inscritos na dívida ativa e, na maioria das vezes, os participantes não se atentam ou desconhecem esse fato, por isso a importância de deixar expressa a exigência em edital.

Não aceita

A redação do edital registra que a certidão ou certidões se referem aos débitos estaduais inscritos e não inscritos na divida ativa.

16. CCEE Edital

11.6.4 Certidão de regularidade fiscal para com a Fazenda Municipal da sede do empreendedor, inclusive quanto à aos débitos inscritos e não inscritos na Dívida Ativa, aplicando-se-lhe também o disposto no item 11.6.3.1. Justificativa Determinados municípios emitem certidões separadas para débitos inscritos e não inscritos na dívida ativa e, na maioria das vezes, os participantes não se atentam ou desconhecem esse fato, por isso a importância de deixar expressa a exigência em edital.

Não aceita

A redação do edital registra que a certidão ou certidões se referem aos débitos Municipais inscritos e não inscritos na divida ativa.

17. CCEE Edital

11.7.2.3 Caso a VENDEDORA que negociar energia no LEILÃO seja FIP, deverá apresentar as demonstrações financeiras exigíveis pela CVM, acompanhadas de prova do cumprimento do disposto no art. 32 da Instrução CVM nº 391, de 16 de julho de 2003 contábeis do último ano de exercício acompanhada de parecer de Auditores Independentes.

Não aceita

O objetivo de vincular à instrução normativa da CVM relacionado aos documentos que a vendedora deve apresentar fundamenta-se na percepção de que essa Autarquia possui a expertise para listar os documentos relevantes para



Justificativa Sugerimos alteração da redação do referido item, uma vez que a não apresentação das demonstrações financeiras exigíveis pela CVM representa, no limite, mera irregularidade administrativa perante referida Comissão, não implicando ônus ou efeitos negativos para a operação do FIP e, em especial, considerando-se que a são apresentadas as demonstrações contábeis anuais.

possibilitar a aferição da qualificação econômico-financeiro de determinado FIP.

18. CCEE Edital

Inclusão: 11.7.2.5.3.1 “Para atendimento do disposto no item 11.7.2.5.3 do Edital, a VENDEDORA que negociar energia no LEILÃO deverá encaminhar declaração, assinada pelos seus representantes legais com firma reconhecida, sobre o(s) valor(es) do patrimônio líquido do(s) seu(s) controlador(es) direto(s), indicando o(s) documento(s) contábil(eis) em que consta(m) tal(is) informação(ões). 11.7.2.5.3.2: “Caso a VENDEDORA que negociar energia no LEILÃO participe de mais de um empreendimento (seja consórcio, seja individualmente), deve incluir na referida declaração uma lista com todos os empreendimentos, informando para cada empreendimento o respectivo percentual de participação.” Justificativa O item 11.7.2.5.3 exige que as controladores diretas também comprovem patrimônio líquido mínimo de 10% do valor do investimento declarado à EPE. No entanto, não exige a forma pela qual deverá ser comprovada. Para tanto sugerimos que seja exigida declaração informando o valor do patrimônio líquido das controladoras, conforme exigido no leilão nº 06/2014.

Não Aceita

Os itens 11.7.2.5.4 e 11.7.2.5.5 da minuta de edital versam a respeito do que está sendo proposto, com alguma diferença de redação. .

19. CCEE Edital

11.9.1 “A análise da adimplência, realizada pela CCEE e pela ANEEL, englobará também a(s) sociedade(s) ou entidade(s) controladora(s) direta(s) e/ou indiretas(s) da VENDEDORA. Para tanto, deverá ser apresentada declaração pela VENDEDORA, assinada e com firma reconhecida, indicando as controladoras diretas e indiretas e os respectivos CNPJ.”

Não aceita

O apontamento do controlador direto e indireto é pedido no diagrama do grupo econômico (item 11.5.2.1).



Justificativa Sugerimos que a empresa apresente lista das controladoras diretas e indiretas para facilitar a verificação pela CCEE e ANEEL.

20. CCEE Edital

13.5 A Garantia de Fiel Cumprimento deverá ter a CCEE como beneficiária e a vendedora como tomadora e vigorar por até 180 (cento e oitenta) dias após o início da operação comercial da última unidade geradora do empreendimento, devendo ser mantida nas condições definidas neste Edital. Justificativa Sugere-se a retirada da preposição “até” do texto original, para não haver dúvidas na aceitação da garantia de fiel cumprimento pelo agente custodiante.

Aceita

21. CCEE Edital

Inclusão: 13.5.8 A liberação da Garantia de Fiel Cumprimento associada ao cumprimento do último marco de entrega da obra do empreendimento não poderá ocorrer caso haja pendência de assinatura do respectivo CCEAR e/ou CCG. Justificativa Considerando que o Edital prevê a execução da garantia de fiel cumprimento (no item 13.8.2), caso a VENDEDORA não assine os CCEAR e/ou CCG nas condições estabelecidas no Edital, sugere-se a inclusão do cumprimento da mesma obrigação nas hipóteses de liberação da garantia e, assim, manter a congruência das obrigações do Edital.

Aceita

Sugestão aceita, não obstante foi alterada a palavra assinatura por celebração.



22. CCEE Edital

15.3 O CCEAR será formalizado e celebrado entre cada VENDEDORA, que comercializou energia no LEILÃO, e todas as cada uma das COMPRADORAS relacionadas. Justificativa Alteração do edital com o fim de ratificar a simplificação proposta para os CCEARs, o que está de acordo com o disposto no artigo 2º, § 2º da Lei nº 10.848/2004.

Não aceita

Essa modificação, dada as suas implicações, exige um tempo maior de análise.

23. CCEE Edital

15.4. Os CCEAR deverão ser registrados na CCEE, segundo as condições e os prazos previstos nas REGRAS e PROCEDIMENTOS DE COMERCIALIZAÇÃO específicos 15.4.1 O registro dos dados das negociações ocorridas no LEILÃO pela CCEE independem da assinatura dos CCEAR(s) e será efetuado pela CCEE de acordo com as condições e os prazos previstos nas REGRAS e PROCEDIMENTOS DE COMERCIALIZAÇÃO específicos. Justificativa Alteração para que fique claro que os registros das negociações são realizados pela CCEE e independem da assinatura dos contratos.

Não aceita

Está em andamento a aprovação do Procedimento de Comercialização 3.2 – Contratos que abrange esse tema de registro dos dados.

24. CCEE Edital

15.7.1 O CCG é um contrato firmado entre cada uma das COMPRADORAS e todas as VENDEDORAS relacionadas e uma ou mais instituições financeiras, sendo uma delas o Banco Gestor das Garantias vinculadas ao CCG. Justificativa Alteração para que o Edital fique em linha com a alteração de simplificação de CCG proposta.

Não aceita




25. CCEE Edital

15.7.2 O CCG deverá ser assinado pelos representantes legais, os quais deverão ser indicados pelas partes, as quais serão as únicas responsáveis pela válida e correta indicação dos signatários. Justificativa A responsabilidade pela correta indicação de signatários é única e exclusivamente das Partes, é importante que tal obrigação das Partes fique expressa em edital para não gerar qualquer dúvida ou atrair qualquer responsabilidade para CCEE ou ANEEL.

Não aceita

Sempre caberá as partes indicar os representes que firmarão o CCJ, não se visualizando qualquer outra hipótese distinta disso.

26. CCEE Edital

15.7.4 Os dados para elaboração do CCG deverão ser encaminhados pelas COMPRADORAS e VENDEDORAS para a CCEE, conforme prazo estipulado em Comunicado da CCEE, sendo certo que as partes são as únicas e exclusivas responsáveis pela válida e correta indicação de seus dados. Justificativa A responsabilidade pela correta indicação de dados da empresa é única e exclusivamente das Partes, é importante que tal obrigação das Partes fique expressa em edital para não gerar qualquer dúvida ou atrair qualquer responsabilidade para CCEE ou ANEEL.

Não aceita

Não se vislumbra outra hipótese que não seja o encaminhamento pelas partes envolvidas das informações pertinentes à celebração do CCJ, sob pena de ser considerada inválida.

27. CCEE Edital

15.8.1 Estarem devidamente assinados pelas partes, sendo certo que as partes são as únicas e exclusivas responsáveis pela válida e correta indicação de seus signatários. Justificativa A responsabilidade pela correta indicação de signatários é única e exclusivamente das Partes, é importante que tal obrigação das Partes fique expressa em edital para não gerar qualquer dúvida ou atrair qualquer responsabilidade para CCEE ou ANEEL

Não aceita

A aferição das condições de assinatura, incluindo a correta identificação do signatário, é visto no momento da assinatura, a ser indicado por meio próprio pelas partes envolvidas.



28. AES Brasil Edital

15.7 Em data estimada no CRONOGRAMA, deverão ser celebrados os CCEAR, com os respectivos Contratos de Constituição de Garantia Via Vinculação de Receitas (CCG), disponibilizados pela CCEE, para garantir o cumprimento das obrigações financeiras previstas nos CCEAR.

Justificativa A AES não concorda de eliminar as demais modalidades de garantias financeiras (FIANÇA BANCÁRIA e CESSÃO DE CDB, Seguro Garantia) tradicionalmente disponíveis para os compradores da energia nos contratos dos certames anteriores. A eliminação das citadas modalidades pode imputar às distribuidoras dificuldades no gerenciamento dos respectivos recebíveis e na gestão do fluxo de caixa da companhia .

Não aceita

Há ressalvas quanto as novas modalidades de garantias financeiras propostas, conforme análise anteriormente efetuada mediante a Nota Técnica nº 204/2008-SEM/ANEEL, de 02/07/2008 (itens 22 a 39), no âmbito da audiência pública nº 037/2008, referente ao Leilão A – 3 de 2008 (processo nº 48500.007396/2007-96.

29. AES Brasil Edital

15.7.8 A não celebração, pelas partes, do CCEAR e do CCG da constituição da Garantia Financeira nos prazos previstos no CRONOGRAMA, publicado e atualizado no SITE DA ANEEL, sujeitará o infrator às penalidades previstas na Resolução Normativa ANEEL nº 63/2004, além da execução da Garantia de Participação, se COMPRADORA, e da Garantia de Fiel Cumprimento, se VENDEDORA.

Justificativa A AES não concorda de eliminar as demais modalidades de garantias financeiras (FIANÇA BANCÁRIA e CESSÃO DE CDB, Seguro Garantia) tradicionalmente disponíveis para os compradores da energia nos contratos dos certames anteriores. A eliminação das citadas modalidades pode imputar às distribuidoras dificuldades no gerenciamento dos respectivos recebíveis e na gestão do fluxo de caixa da companhia.

Não aceita




30. Petróleo

Brasileiro S.A. - PETROBRAS

Edital

11 – DA HABILITAÇÃO 11.7.2.5.4 Para atendimento do disposto nos itens 11.7.2.5.2 e 11.7.2.5.3 do Edital, a VENDEDORA que negociar energia no LEILÃO deverá encaminhar à CEL o(s) valor(es) do patrimônio líquido do(s) seu(s) controlador(es) direto(s) por meio de demonstração (ões) contábil(eis). 11.7.2.5.4.1 Não se aplica o disposto no item 11.7.2.5.4 para Sociedade de Economia Mista. Justificativa A exigência de envio da declaração sobre o valor do patrimônio líquido do controlador não se aplica no caso de Sociedade de Economia Mista pela impossibilidade de atendimento do requisito referente ao controlador, representado pela União Federal.

Não aceita

Cabe a empresa apresentar as justificativas cabíveis quando não for possível atender a regra estabelecida no edital.

31. Petróleo


Edital

13.5 A Garantia de Fiel Cumprimento deverá ter a CCEE como beneficiária e a VENDEDORA como tomadora e vigorar por até 90 (noventa) 180 (cento e oitenta) dias após o início da operação comercial da última unidade geradora do empreendimento, devendo ser mantida nas condições definidas neste Edital. Justificativa Necessidade de que o prazo estipulado para vigorar a garantia seja compatível com os cronogramas apresentados nas tabelas dos itens 13.5.5; 13.5.6 e 13.5.7. Ademais, a Petrobras entende que, no momento em que o empreendimento entrar em operação comercial, já estará honrando seus compromissos de entrega da energia negociada no leilão. Assim, os prazos constantes nos itens 13.5.5; 13.5.6 e 13.5.7 são mais adequados à liberação da garantia, não cabendo um período tão longo de vigor da Garantia de Fiel Cumprimento.

Não Aceita O prazo é utilizado visando garantir o tempo necessário para a correta apuração dos fatos.



32. Petróleo


Edital

14.16 No caso de outorga de Autorização em data superior a 30 (trinta) dias àquela prevista no CRONOGRAMA, a VENDEDORA com EMPREENDIMENTOS SEM OUTORGA poderá, no prazo de até 30 (trinta) 10 (dez) dias da publicação do respectivo ato de outorga, submeter à ANEEL proposta de prorrogação dos marcos de implantação do empreendimento e/ou de postergação dos termos iniciais e finais de suprimento do CCEAR. Justificativa O prazo de 10 dias pode não ser suficiente para que o agente postergue prazos do seu empreendimento. Assim, propõe-se um prazo de 30 dias, idêntico ao tempo de atraso no cronograma para emissão da outorga, estabelecido neste item 14.16

Não Aceita

A ANEEL entende o prazo ser suficiente para empresa solicitar a prorrogação. Além disso esse prazo já é praticado em outros normativos da ANEEL.

33. Neoenergia Edital

15.7 Em data estimada no CRONOGRAMA, deverão ser celebrados os CCEAR, com os respectivos Contratos de Constituição de Garantia Via Vinculação de Receitas (CCG), disponibilizados pela CCEE, para garantir o cumprimento das obrigações financeiras previstas nos CCEAR. Justificativa Não vislumbramos a importância de eliminar as demais modalidades de garantias financeiras (FIANÇA BANCÁRIA e CESSÃO DE CDB) tradicionalmente disponíveis para os compradores da energia nos contratos dos certames anteriores, com o argumento de que a modalidade Via Vinculação de Receitas impõe maior robustez e a pouca utilização das demais nos leilões anteriores, alegada pela ANEEL na Nota Técnica nº 24/2013–SEM/ANEEL.

Não aceita




A própria ANEEL através do inciso XIII do Art. 5º da Resolução Normativa nº 63, de 12 de maio de 2004, já estabelece penalidade para descumprimento do aporte de garantias. RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 63, DE 12 DE MAIO DE 2004 Art. 5º Constitui infração, sujeita à imposição da penalidade de multa do Grupo II: ............................ XIII - deixar de apresentar o agente as garantias financeiras exigidas para as transações de compra e venda de energia, na forma, condições, limites e prazos previstos em regulamentação específica; A eliminação das citadas modalidades pode imputar às distribuidoras dificuldades no gerenciamento dos respectivos recebíveis.

34. Neoenergia Edital

15.7.8 A não celebração, pelas partes, do CCEAR e do CCG da constituição da Garantia Financeira nos prazos previstos no CRONOGRAMA, publicado e atualizado no SITE DA ANEEL, sujeitará o infrator às penalidades previstas na Resolução Normativa ANEEL nº 63/2004, além da execução da Garantia de Participação, se COMPRADORA, e da Garantia de Fiel Cumprimento, se VENDEDORA. Justificativa Não vislumbramos a importância de eliminar as demais modalidades de garantias financeiras (FIANÇA BANCÁRIA e CESSÃO DE CDB) tradicionalmente disponíveis para os compradores da energia nos contratos dos certames anteriores,

Não aceita




com o argumento de que a modalidade Via Vinculação de Receitas impõe maior robustez e a pouca utilização das demais nos leilões anteriores, alegada pela ANEEL na Nota Técnica nº 24/2013–SEM/ANEEL. A própria ANEEL através do inciso XIII do Art. 5º da Resolução Normativa nº 63, de 12 de maio de 2004, já estabelece penalidade para descumprimento do aporte de garantias. RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 63, DE 12 DE MAIO DE 2004 Art. 5º Constitui infração, sujeita à imposição da penalidade de multa do Grupo II: ............................ XIII - deixar de apresentar o agente as garantias financeiras exigidas para as transações de compra e venda de energia, na forma, condições, limites e prazos previstos em regulamentação específica; A eliminação das citadas modalidades pode imputar às distribuidoras dificuldades no gerenciamento dos respectivos recebíveis.

35. ABRADEE Edital

15.7 Em data estimada no CRONOGRAMA, deverão ser celebrados os CCEAR, com os respectivos Contratos de Constituição de Garantia Via Vinculação de Receitas (CCG), disponibilizados pela CCEE, para garantir o cumprimento das obrigações financeiras previstas nos CCEAR.

Justificativa

Não aceita




Não concordamos com a eliminação das demais modalidades de garantias financeiras (FIANÇA BANCÁRIA e CESSÃO DE CDB) tradicionalmente disponíveis para os compradores da energia nos contratos dos certames anteriores. Os argumentos de que a modalidade Via Vinculação de Receitas impõe maior robustez e da pouca utilização das demais nos leilões anteriores, mencionados ANEEL na Nota Técnica nº 24/2013–SEM/ANEEL, não são justificativas concretas para eliminar essas opções. A própria ANEEL através do inciso XIII do Art. 5º da Resolução Normativa nº 63, de 12 de maio de 2004, já estabelece penalidade para descumprimento do aporte de garantias. RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 63, DE 12 DE MAIO DE 2004 Art. 5º Constitui infração, sujeita à imposição da penalidade de multa do Grupo II: ............................ XIII - deixar de apresentar o agente as garantias financeiras exigidas para as transações de compra e venda de energia, na forma, condições, limites e prazos previstos em regulamentação específica; A eliminação das citadas modalidades pode imputar às distribuidoras dificuldades no gerenciamento dos respectivos recebíveis.



36. ABRADEE Edital

15.7.8 A não celebração, pelas partes, do CCEAR e do CCG da constituição da Garantia Financeira nos prazos previstos no CRONOGRAMA, publicado e atualizado no SITE DA ANEEL, sujeitará o infrator às penalidades previstas na Resolução Normativa ANEEL nº 63/2004, além da execução da Garantia de Participação, se COMPRADORA, e da Garantia de Fiel Cumprimento, se VENDEDORA. Justificativa Não concordamos com a eliminação das demais modalidades de garantias financeiras (FIANÇA BANCÁRIA e CESSÃO DE CDB) tradicionalmente disponíveis para os compradores da energia nos contratos dos certames anteriores. Os argumentos de que a modalidade Via Vinculação de Receitas impõe maior robustez e da pouca utilização das demais nos leilões anteriores, mencionados ANEEL na Nota Técnica nº 24/2013–SEM/ANEEL, não são justificativas concretas para eliminar essas opções. A própria ANEEL através do inciso XIII do Art. 5º da Resolução Normativa nº 63, de 12 de maio de 2004, já estabelece penalidade para descumprimento do aporte de garantias. RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 63, DE 12 DE MAIO DE 2004 Art. 5º Constitui infração, sujeita à imposição da penalidade de multa do Grupo II: ............................ XIII - deixar de apresentar o agente as garantias financeiras exigidas para as transações de compra e venda de energia, na forma, condições, limites e prazos previstos em regulamentação específica; A eliminação das citadas modalidades pode imputar às distribuidoras dificuldades no gerenciamento dos respectivos recebíveis.

Não aceita


37. Abeeólica Edital

2.3.1.2.3 A composição do consórcio não poderá ser alterada até antes da emissão da outorga de Autorização. Posteriormente, cCaso haja mudança de participação, o consórcio deverá solicitar prévia anuência da ANEEL para transferência de parte ou de toda a outorga titularidade do empreendimento VENCEDOR no leilão, conforme inciso VIII do art. 3º, da Lei nº. 9.427/1996, e inciso XII do art. 4° do Decreto 2.335/1997, mantidas as condições deste Edital até a operação do empreendimento, se for o caso.

Não aceita

A redação atual está adequada, porquanto visa assegurar: (i) a firmeza de compromissos entre os membros de consórcio, assumidos a partir da inscrição no leilão, e consubstanciados no contrato de constituição do consórcio a ser



Justificativa A constituição de consórcio tem por vezes o objetivo de viabilizar a participação de um empreendimento no leilão, em se tratando, por exemplo, de empreendimento adquirido por terceiros, de forma que, sagrando-se vencedor, o consórcio não se faz mais necessário, pois a empresa que adquiriu o projeto o desenvolverá após o Leilão. Tendo em vista que a documentação referente à qualificação jurídica, econômica e fiscal apresentada pela Vendedora com vistas à Habilitação no Leilão está em concordância com a Resolução Normativa nº 484 de 17.04.2012, vimos sugerir que a prévia anuência da ANEEL para transferência de parte ou de toda a titularidade do empreendimento vencedor, excepcionalmente entre membros de um mesmo consórcio, seja realizada no momento da habilitação, antes da emissão da outorga de autorização.

apresentado para fins de habilitação, caso vencedor do certame; (ii) que o empreendedor em nome do qual foi cadastrado e habilitado tecnicamente o projeto permaneça como responsável, no âmbito do consórcio, por todas as informações, estudos e declarações apresentadas junto à EPE, até a emissão/contratação da outorga, compartilhada entre as consorciadas ou já titularizada pela SPE; e (iii) a celeridade do processo de outorga de autorização/concessão para implantação do empreendimento, sem prejuízo da posterior transferência de titularidade, em processo específico de anuência, que se desenvolve fora da licitação.


3.3.3 Atendimento integral aos requisitos técnicos para conexão especificados no Anexo IX deste Edital. Justificativa Entendemos que os aspectos abordados no Anexo IX deste Edital, que trata esse item, não devem ser obrigações expressas do leilão. Isso porque, por padrão, os processos e exigências deste anexo tratam de itens constantes nos Procedimentos de Rede do ONS, que para sofrer qualquer tipo de alteração são primeiramente colocados em consulta pública e depois em audiência pública e eventuais workshops para então serem aprovados. Ademais, é importante ressaltar que algumas exigências tratadas no Anexo IX não podem ser atendidas, atualmente, pela maioria dos aerogeradores que estão sendo negociados para este leilão. Para atendimento de alguns requisitos, há necessidade de revisão de componentes (ex: conversores de potência) cujos fornecedores são internacionais, não sendo possível, neste momento, estimar o tempo necessário para atendimento desses requisitos.

Não aceita.

O objetivo da proposta referente aos requisitos técnicos mínimos é aumentar a robustez dos aerogeradores diante de distúrbios oriundos da rede de transmissão de forma a não colocar em risco a segurança elétrica do sistema. Em relação aos requisitos propostos não terem sido incorporados aos Procedimentos de Rede, esclarecemos que qualquer Edital de licitação pode conter regras específicas, que são submetidas à Audiência Pública antes de qualquer licitação. O próprio Edital estabelece que o empreendedor deve seguir os Procedimentos de Rede.



Quanto aos requisitos do anexo IX, conforme análise do ONS, esses são disponibilizados pelos principais fabricantes de aerogeradores, como pode ser verificado em vasta literatura especializada de fóruns internacionais, com aplicação em vários outros países.


3.3.5 O não atendimento aos requisitos especificados no item 3.3.3 impede poderá ensejar a suspensão da liberação para operação comercial do empreendimento, até sua completa adequação. Justificativa Assim como publicado via esclarecimentos para o LFA 2015 e caso se mantenha o item 3.3.3 do edital, acreditamos que esse item que trata do não atendimento do ANEXO IX deve ser reescrito, pois os itens desse ANEXO permanecem em desacordo com a realidade da indústria.

Não Aceita

Sugestão não aceita tendo em vista que esse item estabelece as consequências possíveis pelo não atendimento aos requisitos técnicos. Registre-se que o contraditório e ampla defesa estão garantidos pelos normativos da Aneel.


Inserir: 3.3.5.1 A comprovação do atendimento aos requisitos no Anexo IX dar-se-á somente a partir de 1º de julho de 2018. Justificativa Assim como para o LFA 2015, é necessário o deslocamento mínimo de 6 meses na exigibilidade dos requisitos para conexão das usinas eólicas. Isso porque, conforme já mencionado, os requisitos ainda não estão de acordo com a realidade da indústria brasileira.

Não aceita

O prazo para a entrega da energia é janeiro/2018, o qual julgamos suficiente para que a indústria se adeque a esses requisitos, haja vista a utilização em outros países desses mesmos requisitos.


11.7.3.1 Para os empreendedores que não são agentes do setor, as certidões de a adimplência de obrigações perante a CCEE e ANEEL deverão ser substituídas por declarações informando esta situação setoriais será verificada pela CCEE, quando da análise da Habilitação Justificativa

Não aceita

A redação do Edital está adequada visando a celeridade do processo de outorga de autorização/concessão para implantação do empreendimento.



A necessidade de emissão de declaração de adimplência das obrigações perante a CCEE e ANEEL de empreendedores que não são agentes setoriais encarregará estes órgãos de um retrabalho desnecessário, visto que esta verificação pode ser realizada quando da análise da habilitação, enquanto que, para os agentes setoriais a declaração pode ser emitida diretamente do site.


Inserir: 14.14.3 Excepcionalmente, com relação às alterações de compartilhamento das instalações de conexão de interesse restrito, o agente vendedor do leilão deverá apresentar para Comissão Especial do Leilão – CEL/ANEEL, em até 10 dias após a realização do leilão, o protocolo do pedido de informação de acesso junto ao ONS contemplando o compartilhamento entre Centrais geradoras. O ONS deverá encaminhar a Informação de acesso contemplando o compartilhamento das instalações de conexão diretamente à CEL/ANEEL, que irá considerá-la no aviso de adjudicação do Leilão. A outorga emitida pelo MME deverá contemplar o compartilhamento das subestações conforme informação de acesso emitido pelo ONS.

14.14.3.1 ONS irá disponibilizar o deck de dados atualizado em até 30 dias após o leilão. 14.14.3.2 Os vendedores poderão ingressar com o pedido de acesso junto ao ONS ou Distribuidoras, conforme o caso, mesmo sem a outorga, apresentando apenas o aviso de adjudicação do leilão, sendo por conta e risco do vendedor divergências nas informações encaminhadas para o acesso ao sistema. 14.14.3.3 Em até 45 dias após o protocolo de pedido de acesso, o ONS/Dx informará todas as pendências técnicas para emissão do Parecer de Acesso.

14.14.3.4 Fica estabelecido o prazo máximo de até 120 dias após o atendimento de todas as pendências técnicas levantadas pelo ONS/Dx para emissão do Parecer de Acesso. Justificativa

Não aceita

A redação do Edital está em conformidade com as diretrizes constantes das Portarias MME 514/2011 e 672/2014.



O compartilhamento das instalações de conexão de interesse restrito não implicam alterações dos valores de garantia física, de capacidade instalada e de localização das centrais geradoras. Trata-se, tão somente, de um mero ajuste formal das outorgas de autorização para que estejam compatíveis com o cadastramento e habilitação técnica na EPE e a própria realidade fática dos empreendimentos, uma vez que nem todos os empreendimentos de uma mesma empresa sagram-se vencedores no certame, sendo necessário realizar a realocação do compartilhamento das LTs destas centrais de geração. Destaca-se, ainda, que existe a preocupação quanto ao prazo para obter esta adequação das outorgas de Autorização. Isso porque, como é de conhecimento dessa ANEEL, este documento deverá acompanhar o pedido de Solicitação de Acesso junto ao ONS, que por sua vez, deve ser instruído com antecedência mínima de 12 meses em relação à data de início da operação comercial da central geradora, conforme dispõe o item 6.1.1.1 do Submódulo 3.3, dos Procedimentos de Rede. Ainda nos termos da regulamentação aplicável, caso o Agente Autorizado não observe este prazo, poderá ficar sujeito a restrições de atendimento, sendo tudo isto determinante para a emissão Parecer de Acesso e, consequentemente, para a viabilização da conexão dos projetos. O Parecer de Acesso é um documento fundamental e necessário para que os agentes possam dar prosseguimento junto à transmissora para atendimento aos requisitos para conexão e a liberação para início das obras de conexão. O procedimento de rede vigente que trata a respeito do acesso, é de 2010 e tem urgência de ser alterado, de forma a deixar mais claro todas as obrigações de cada parte e estabelecer novos prazos. Tendo em vista que não está previsto a revisão desse procedimento na Audiência pública aberta pela ANEEL faz-se necessário que as sugestão estejam estabelecidas no Edital de modo a tentar evitar atrasos na obra de conexão dos projetos vencedores do leilão em função da emissão tardia do parecer de acesso. Por exemplo, até a presente data os vencedores do Leilão A-5/2014 realizado em dezembro de 2014 não possuem deck de dados atualizados para elaboração de seus estudos de acesso, o



mesmo não pode acontecer para o Leilão A-3/2015 que possui pouco prazo, após emissão da outorga, para entrada em operação comercial.

43. CCEE CCEAR –

Biomassa – CVU nulo

3.3. O PERÍODO DE SUPRIMENTO terá início à zero hora do dia 1º de janeiro do ano de 201820, com término às 24 horas do dia 31 de dezembro do ano de 2037. Justificativa De acordo com a Portaria MME nº 672/2014, o início de suprimento de energia elétrica ocorrerá em 1º de janeiro de 2018, todavia na minuta da Subcláusula 3.3 do CCEAR (BIOMASSA – CVU NULO) consta 1º janeiro de 2020. Sugerimos que seja verificada a data de início de suprimento desta minuta.

Aceita

44. CCEE CCEAR –

(biomassa c/CVU e Gás)

11.1. Na definição dos valores monetários a serem faturados mensalmente pelo VENDEDOR, serão considerados, de forma conjunta, os valores associados: (i) à RECEITA DE VENDA, observada a redução de que trata a subcláusula Erro! Fonte de referência não encontrada.; (ii) ao acerto financeiro associado à INFLEXIBILIDADE CONTRATUAL, nos termos da subcláusula Erro! Fonte de referência não encontrada.; (iii) ao ressarcimento associado à indisponibilidade programada, nos termos da subcláusula 9.1.2.2; e (iv) às demais disposições do CONTRATO que envolvam acerto financeiro. Justificativa Explicitar o ressarcimento associado à indisponibilidade programada como uma das componentes a ser considerada no faturamento, de forma análoga ao acerto financeiro

Aceita



associado à inflexibilidade contratual.

45. CCEE CCEAR – Gás

Inclusão: 1.1.1. Poderá ser objeto deste CONTRATO, conforme art. 6º da Portaria MME nº 672, de 19 de dezembro de 2014, a contratação de ENERGIA e POTÊNCIA proveniente de AMPLIAÇÃO de EMPREENDIMENTO EXISTENTE por meio de fechamento do ciclo térmico. Justificativa Adequação das cláusulas para abranger previsão dada na portaria para contratação de ampliação para fechamento de ciclo para fonte Gás Natural de empreendimento existente comprometido com LEN anterior (conforme art. 6º da Portaria nº 672/2014), conforme contribuição ao Edital referente ao item “2- Da Participação e dos impedimentos”.

Aceita


Inclusão: 8.6.1. Para empreendimentos enquadrados na subcláusula 1.1.1, a opção pelos critérios de atualização deverá estar em consonância com a definida no contrato associado ao EMPREENDIMENTO EXISTENTE. Justificativa Adequação das cláusulas para abranger previsão dada na portaria para contratação de ampliação para fechamento de ciclo para fonte Gás Natural de empreendimento existente comprometido com LEN anterior (conforme art. 6º da Portaria nº 672/2014), conforme contribuição ao Edital referente ao item “2- Da Participação e dos

Aceita



impedimentos”.


Inclusão: 8.8.3. Caso a USINA efetue ampliação para fechamento de ciclo futuramente e negocie a energia proveniente dessa ampliação em outro leilão, o valor de todos os componentes do CVU deste CONTRATO poderá ser alterado em razão de diretriz proveniente do Ministério de Minas e Energia. Justificativa Adequação das cláusulas para abranger previsão dada na portaria para contratação de ampliação para fechamento de ciclo para fonte Gás Natural de empreendimento existente comprometido com LEN anterior (conforme art. 6º da Portaria nº 672/2014), conforme contribuição ao Edital referente ao item “2- Da Participação e dos impedimentos”.

Aceita

48. CCEE CCEAR –Todos

A CCEE encaminhou sugestão de alteração de forma e ajustes de texto, conforme sugestão encaminhada anexo às contribuições, considerando cada tipo de CCEAR. Justificativa Propõe-se a alteração quanto ao formado do CEEAR, com a previsão de dois documentos, a saber: (a) o próprio CCEAR – CONDIÇÕES GERAIS, contendo as cláusulas e condições gerais, aplicáveis a todos os Vendedores do Leilão: e (b) CCEAR – CONDIÇÕES ESPECÍFICAS: com os dados específicos de cada negociação, inclusive a identificação das partes, pelo qual estas concordam como os termos do CCEAR – CONDIÇÕES GERAIS, sendo o CCEAR – CONDIÇÕES

Não aceita




ESPECÍFICAS o único documento a ser assinado pelas partes. Nesse sentido, seria assinado um único CCEAR – CONDIÇÕES ESPECÍFICAS para cada Vendedor com todos os Compradores Sobre a proposta de alteração no formato, cabe ressaltar que o CCEAR, como anexo do Edital, deve conter todas as cláusulas e condições gerais, aplicáveis a todos os vendedores indistintamente. Os dados que diferenciam cada negociação, a exemplo de quadro resumo dos contratos de compra e venda de imóveis, seriam indicados em outro documento, aqui denominado CCEAR – CONDIÇÕES ESPECÍFICAS, pelo qual as partes declaram integral aceitação das cláusulas e condições gerais previstas no CCEAR – CONDIÇÕES GERAIS. Tal separação proporcionará maior eficiência, simplificação e agilidade no processo de confecção, assinatura e gestão de contratos tanto para a CCEE, a ANEEL e agentes envolvidos. Além disso, a modificação proposta trará maior rapidez em eventual necessidade de celebração de Termo Aditivo para prever ajuste em cláusulas econômicas, não enquadradas na hipótese de dispensa de Termo Aditivo, o que impactaria apenas o CCEAR – CONDIÇÕES ESPECÍFICAS e não o CONTRATO como um todo.

49. CCEE CCEAR –Todos

Inclusão: 17.2.1. Os instrumentos normativos editados pela ANEEL que alterem, complementem e/ou modifiquem o CONTRATO estarão automaticamente vinculados e anexados ao CONTRATO pelo ANEXO IV, dispensando a celebração de Termo Aditivo. Justificativa Propõe-se a inclusão de cláusula para tratar de situações em que há alteração de cláusulas do CCEAR – CONDIÇÕES GERAIS em decorrência de atos regulatórios. Com relação à dispensa de celebração de Termo Aditivo, ressalta-se que o CCEAR, por ser um contrato regulado, o regulador, observando o equilíbrio econômico-financeiro dos contratos, pode, unilateralmente, alterar, incluir ou excluir determinadas

Não aceita




cláusulas, o que está amparado pelo próprio contrato ao prever que as partes submetem-se ao disposto na legislação aplicável, incluindo regulamentação posterior da ANEEL. Referidas alterações, cabe ressaltar, ficam automaticamente incorporadas ao CCER na medida em que editados os respectivos atos regulatórios. Sendo assim, considerando o princípio da economia processual e da eficiência, não haveria a necessidade de celebração de Termo Aditivo para cada CCEAR, conforme acima mencionado, o que seria imprescindível apenas se configurada alguma alteração em cláusula econômica, específica e aplicável a determinada negociação, o que poderia ser refletido em um Termo Aditivo ao CCEAR – CONDIÇÕES ESPECÍFICAS.

50. CCEE CCG –Todos

A CCEE encaminhou sugestão de alteração de forma e ajustes de texto, conforme sugestão encaminhada anexo às contribuições. Justificativa Propõe-se a alteração quanto ao formado do CCG, nos mesmos moldes do CEEAR, com a previsão de dois documentos, a saber: (a) o próprio CCG – CONDIÇÕES GERAIS, contendo as cláusulas e condições gerais, aplicáveis a todos: e (b) CCG – CONDIÇÕES ESPECÍFICAS: com os dados específicos de cada negociação, inclusive a identificação das partes, pelo qual estas concordam como os termos do CCG – CONDIÇÕES GERAIS, sendo o CCG – CONDIÇÕES ESPECÍFICAS o único documento a ser assinado pelas partes. Nesse sentido, seria assinado um único CCG – CONDIÇÕES ESPECÍFICAS para cada comprador r com todos os Vendedores.

Não aceita


51. CCEE CCG –Todos

Inclusão: 12.5.1. Caso seja celebrado novo CCG – CONDIÇÕES ESPECÍFICAS, fica revogado integralmente o CCG anteriormente assinado, sendo de responsabilidade única e exclusiva das PARTES operarem os efeitos de tal revogação entre si. Justificativa

Não aceita




Deixar expresso que a celebração de novo CCG revoga automaticamente o CCG anterior, sem necessidade de celebração de Distrato pela CCEE, cabendo às partes, bilateralmente, formalizar o distrato, caso entenderem necessário. Tal contribuição irá reduzir as atividades operacionais da CCEE e agentes, bem como o custo do processo, em razão da redução de documentos a serem assinados.

52.

CEMIG – Companhia

Energética de Minas Gerais

CCEAR – Gás

11.3.4 Caso as datas de vencimento previstas nesta subcláusula ocorram em dia não útil na praça do COMPRADOR, considerando, inclusive, os feriados bancários e dias em que não haja expediente ao público, o pagamento poderá ser efetuado no primeiro dia útil subsequente. Justificativa A CEMIG entende que a redação dada pela minuta do CCEAR de fonte Eólica para esta subcláusula é muito mais clara e precisa do que a redação constante na minuta do CCEAR de fonte Gás Natural. Além disso, sendo todos os contratos pertencentes ao mesmo leilão, a CEMIG sugere que não haja distinção nos textos das cláusulas de faturamento, exceto quando houver diferenciação no faturamento, o que não se aplica neste caso.

Aceita

53.

CEMIG – Companhia


CCEAR – Biomassa com

CVU

11.3.4 Caso as datas de vencimento previstas nesta subcláusula ocorram em dia não útil na praça do COMPRADOR, considerando, inclusive, os feriados bancários e dias em que não haja expediente ao público, o pagamento poderá ser efetuado no primeiro dia útil subsequente. Justificativa A CEMIG entende que a redação dada pela minuta do CCEAR de fonte Eólica para esta subcláusula é muito mais clara e precisa do que a redação constante na minuta do CCEAR de fonte Biomassa com CVU. Além disso, sendo todos os contratos pertencentes ao mesmo leilão, a CEMIG sugere que não haja distinção nos textos das cláusulas de faturamento, exceto quando houver

Aceita



diferenciação no faturamento, o que não se aplica neste caso.

54.

CEMIG – Companhia


CCEAR – Biomassa CVU

Nulo

8.3.4 Caso as datas de vencimento previstas nesta subcláusula ocorram em dia não útil na praça do COMPRADOR, considerando, inclusive, os feriados bancários e dias em que não haja expediente ao público, o pagamento poderá ser efetuado no primeiro dia útil subsequente. Justificativa A CEMIG entende que a redação dada pela minuta do CCEAR de fonte Eólica para esta subcláusula é muito mais clara e precisa do que a redação constante na minuta do CCEAR de fonte de Biomassa com CVU Nulo. Além disso, sendo todos os contratos pertencentes ao mesmo leilão, a CEMIG sugere que não haja distinção nos textos das cláusulas de faturamento, exceto quando houver diferenciação no faturamento, o que não se aplica nestecaso.

Aceita

55.

CEMIG – Companhia


CCEAR – Quantidade

7.3.4 Caso as datas de vencimento previstas nesta subcláusula ocorram em dia não útil na praça do COMPRADOR, considerando, inclusive, os feriados bancários e dias em que não haja expediente ao público, o pagamento poderá ser efetuado no primeiro dia útil subsequente. Justificativa A CEMIG entende que a redação dada pela minuta do CCEAR de fonte Eólica para esta subcláusula é muito mais clara e precisa do que a redação constante na minuta do CCEAR por quantidade. Além disso, sendo todos os contratos pertencentes ao mesmo leilão, a CEMIG sugere que não haja distinção nos textos das cláusulas de faturamento, exceto quando houver diferenciação no

Aceita



faturamento, o que não se aplica neste caso.

56. AES Brasil CCEAR - todos

1.2. São partes integrantes do CONTRATO: a) ANEXO I – PARÂMETROS DA CONTRATAÇÃO; b) ANEXO II – DEFINIÇÕES; c) ANEXO III – CONTRATO DE CONSTITUIÇÃO DE GARANTIA VIA VINCULAÇÃO DE RECEITAS; d) ANEXO IV – CONTRATO DE CONCESSÃO e/ou ATO AUTORIZATIVO, e seus aditivos, que fica incorporado ao CONTRATO por referência, como se nele estivesse transcrito. e) ANEXO V – CONTRATO DE CESSÃO DE DIREITOS CREDITÓRIOS DE CDB Justificativa A AES não concorda de eliminar as demais modalidades de garantias financeiras (FIANÇA BANCÁRIA e CESSÃO DE CDB, Seguro Garantia) tradicionalmente disponíveis para os compradores da energia nos contratos dos certames anteriores. A eliminação das citadas modalidades pode imputar às distribuidoras dificuldades no gerenciamento dos respectivos recebíveis e na gestão do fluxo de caixa da companhia.

Não aceita

As modalidades de Fiança Bancária e Cessão de CDB são de gestão mais onerosa e mais complexa em termos de transação.


3.1. A vigência do CONTRATO terá início na presente data, encerrando-se no dia 31 de dezembro de 2037, observando o disposto na subclásula 3.6, sendo sua eficácia condicionada à celebração do correspondente CCG de GARANTIA FINANCEIRA. Justificativa A AES não concorda de eliminar as demais modalidades de garantias financeiras (FIANÇA BANCÁRIA e CESSÃO DE CDB, Seguro Garantia) tradicionalmente disponíveis para os compradores da energia nos contratos dos certames anteriores. A eliminação das citadas modalidades pode imputar às distribuidoras dificuldades

Não aceita




no gerenciamento dos respectivos recebíveis e na gestão do fluxo de caixa da companhia.


Incluir: CLÁUSULA XX – DAS GARANTIAS FINANCEIRAS xx.1. As PARTES devem celebrar um instrumento jurídico-financeiro como garantia do fiel cumprimento das obrigações do CONTRATO, observados os prazos constantes do EDITAL, dentre as quais: (i) FIANÇA BANCÁRIA; (ii) CCG, conforme modelo constante do ANEXO III; ou (iii) CESSÃO DE CDB, conforme modelo constante do ANEXO XX. xx.2. No prazo de até três dias corridos a contar da assinatura deste CONTRATO, caso não seja possível às PARTES acordarem qualquer das garantias mencionadas na subcláusula XX.1, o COMPRADOR deverá oferecer garantias provisórias no valor correspondente, que vigorarão pelo prazo máximo de sessenta dias corridos, constituídas de: (i) moeda corrente nacional; (ii) títulos públicos devidamente aprovados pelo VENDEDOR; (iii) cartas de fianças ou cartas de créditos emitidas por instituições com sede no país ou no exterior, devidamente aprovadas pelo VENDEDOR; (iv) Seguro Garantia; e (v) outra forma aceita pelo VENDEDOR. xx.3. No prazo de vigência das garantias provisórias previstas na subcláusula XX.2, as PARTES ficarão obrigadas a acordar um instrumento jurídico-financeiro de garantia dentre aqueles listados na subcláusula XX.1. Não o fazendo, o CONTRATO será considerado resolvido, sem prejuízo dos direitos e obrigações dele decorrentes durante o período de sua vigência. XX.4. O COMPRADOR poderá substituir, a qualquer momento, desde que em comum acordo com o VENDEDOR, as garantias concedidas, respeitando as opções listadas na subcláusula XX.1 e informando previamente a CCEE sobre essa alteração. XX.5. Nos casos onde a GARANTIA FINANCEIRA acordada entre as PARTES for a FIANÇA BANCÁRIA ou a CESSÃO DE CDB, o valor a ser colocado à disposição do VENDEDOR para realização de seu crédito, quando da ocorrência de inadimplência no pagamento de qualquer valor devido pelo COMPRADOR, deverá ser igual a 1,2 vezes o valor do DOCUMENTO DE COBRANÇA mensal, observada a forma de atualização monetária nos termos do CONTRATO.

Não aceita




Justificativa Seguro Garantia é uma das modalidades de garantia aceita por vários geradores, e deve ser especificada.


7.5. As PARTES concordam que, na hipótese de o VENDEDOR ficar inadimplente na liquidação financeira do MERCADO DE CURTO PRAZO, sendo essa inadimplência decorrente deste CONTRATO, os recursos financeiros associados ao faturamento bilateral estabelecido na subcláusula 7.3 poderão ser utilizados para abater os valores inadimplidos pelo VENDEDOR junto ao MERCADO DE CURTO PRAZO, conforme regulamentação específica. 7.5.1. Enquanto perdurar a situação de inadimplência do VENDEDOR na liquidação financeira do MERCADO DE CURTO PRAZO, todo faturamento, realizado nos termos da subcláusula 7.3, deverá ser feito de modo que os recursos financeiros associados a esse faturamento bilateral sejam transferidos para a conta corrente do VENDEDOR junto ao AGENTE DE LIQUIDAÇÃO. Justificativa Entendemos que pagamentos contratuais bilaterais não deverão ser utilizados para sanar inadimplências na liquidação do Mercado de Curto Prazo. Tal procedimento implica em alterações das Regras de Comercialização ainda não contempladas no último processo de Audiência Pública para análise das citadas regras.

Não aceita

Entende-se como adequado utilizar os recebíveis do CCEAR no caso de inadimplência no mercado de curto prazo.


10.1. A PARTE que, por sua ação ou omissão, der causa à resolução do CONTRATO por incorrer nas hipóteses tratadas na Cláusula 9ª ficará obrigada a pagar à outra PARTE, sem prejuízo de perdas e danos, penalidade de multa por resolução, limitada a um ano de faturamento, calculado de acordo com a fórmula abaixo descrita:

Multa = 30 % x PV x VECR Onde: PV - PREÇO DE VENDA da(s) USINA(S), em R$/MWh, vigente na data de resolução do RATO, nos

Parcialmente aceita

A redação da Cláusula foi alterada para limitar a penalidade de multa por resolução limitada a três anos de faturamento, devido a esse ser o prazo mínimo para recontratação da energia em Leilões de Energia Nova.



termos da Cláusula 6ª; VECR: volume de ENERGIA(S) CONTRATADA(S) da(s) USINA(S), remanescente entre a data de resolução e a data de término do PERÍODO DE SUPRIMENTO, expresso MWh; VEC: volume de ENERGIA(S) CONTRATADA(S), expresso em MWh; relativo ao ano da resolução do CONTRATO; e min: é a função mínimo que calcula o menor dentre dois valores. Justificativa Não consideramos prudente redução da multa por resolução do contrato, frente ao montante que vinha sendo adotado nos certames anteriores. Sugerimos, adicionalmente, padronizar as fórmulas de cálculo das multas em todos os CCEARs no sentido de facilitar a internalização desta para todos os agentes e evitar interpretações divergentes das mesmas.


10.4. A responsabilidade de cada uma das PARTES no âmbito deste CONTRATO referente ao pagamento de quaisquer ônus decorrentes de tal resolução, conforme estabelece a subcláusula 9.3, adicional a penalidade de multa por rescisão, estabelecida na subcláusula 10.1, estará, em qualquer hipótese, limitada aos montantes de danos que der causa. Justificativa A alteração proposta visa esclarecer que a multa rescisória é realmente devida pelo vendedor, em caso de resolução do contrato, independente dos danos a que ele der causa.

Parcialmente aceita

A redação da subcláusula foi alterada para explicitar a situação exposta pelo agente, em consonância com a justificativa apresentada.

62. AES Brasil CCEAR - Gás e Biomassa com

CVU

4.1 Para fins de aplicação das disposições previstas no CONTRATO, os montantes especificados na Tabela 1, referenciados ao CENTRO DE GRAVIDADE do SUBMERCADO da USINA, representam os valores de ENERGIA CONTRATADA, de POTÊNCIA ASSOCIADA e de INFLEXIBILIDADE CONTRATUAL: Tabela 01 – ENERGIA CONTRATADA, POTÊNCIA ASSOCIADA e INFLEXIBILIDADE CONTRATUAL

Aceita



Ano de Suprimento 2018 a 2037 Justificativa Corrigir o Ano de Suprimento na Tabela 01 - ENERGIA CONTRATADA, POTÊNCIA ASSOCIADA e INFLEXIBILIDADE CONTRATUAL para 2018 a 2037.


CVU

4.2. Os montantes de ENERGIA CONTRATADA, POTÊNCIA ASSOCIADA e INFLEXIBILIDADE CONTRATUAL, definidos na tabela da subcláusula 4.1, poderão ser reduzidos, de comum acordo entre as PARTES, ou de ofício, pela ANEEL, em caso de redução por ato regulatório da GARANTIA FÍSICA da USINA. 4.2.2. As reduções previstas na subcláusula 4.2 serão tratadas da seguinte forma perante a ANEEL: (i) como exposição voluntária do COMPRADOR quando forem resultantes de comum acordo entre as PARTES; e (ii) como exposição lnvoluntária quando decorrentes de atos do Poder Concedente. Justificativa Para que os agentes de distribuição efetuem a gestão dos volumes de energia e potência contratados, conforme determina o art. 2º do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, é indispensável que uma redução nos montantes de ENERGIA e POTÊNCIA CONTRATADAS determinada pelo Poder Concedente, sejam tratados como exposição involuntária. “ Art. 2º Na comercialização de energia elétrica de que trata este Decreto deverão ser obedecidas, dentre outras, as seguintes condições:

Não aceita

A redução, de comum acordo, dos montantes contratados já tem Normativo disciplinando (Resolução Normativa n° 508, de 4 de setembro de 2012), não merecendo ser explicitada no CCEAR, sob o prejuízo de divergir com o Normativo vigente. A eventual redução da garantia física em decorrência de atos do Poder Concedente (MME) não necessita ser explicitada no CCEAR, pois na hipótese dessa redução, o próprio ato do Poder Concedente ou ato regulamentar posterior da ANEEL, deverá estabelecer as consequências para os contratos regulados. Ademais, a consideração quanto a eventual



II - os agentes de distribuição deverão garantir, a partir de 1º de janeiro de 2005, o atendimento a cem por cento de seus mercados de energia e potência por intermédio de contratos registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE e, quando for o caso, aprovados, homologados ou registrados pela ANEEL; e..............”

exposição involuntária já está prevista em regulamentação vigente – REN 453/2011. Ressalta-se que isso não se aplica para os processos de revisão ordinária de garantia física, para os quais não pode haver repactuação dos montantes contratados.

64. AES Brasil CCEAR -

Biomassa com CVU

8.13. Caso venha a ocorrer a extinção de algum dos índices de reajuste dos combustíveis estabelecidos nesta Cláusula, adotar-se-á outro índice oficial que venha a substituí-lo, conforme determinação do Poder Concedente. Justificativa Entendemos que todos os reajustes estão se dando pelo IPCA, portanto a permanência desta subcláusula poderá gerar confusão.

Não aceita

A cláusula deve ser mantida para considerar a possibilidade de o IPCA vir a ser substituído por outro índice.


CVU

11.5. As PARTES concordam que, na hipótese de o VENDEDOR ficar inadimplente na liquidação financeira do MERCADO DE CURTO PRAZO, sendo essa inadimplência decorrente deste CONTRATO, os recursos financeiros associados ao faturamento bilateral estabelecido na subcláusula 10.3 serão utilizados para abater os valores inadimplidos pelo VENDEDOR junto ao MERCADO DE CURTO PRAZO, conforme regulamentação específica. 11.5.1. Enquanto perdurar a situação de inadimplência do VENDEDOR na liquidação financeira do MERCADO DE CURTO PRAZO, todo faturamento, realizado nos termos da subcláusula 11.3, deverá ser feito de modo que os recursos financeiros associados a esse faturamento bilateral sejam transferidos para a conta corrente do VENDEDOR junto ao AGENTE DE LIQUIDAÇÃO. Justificativa Entendemos que pagamentos contratuais bilaterais não deverão ser utilizados para sanar inadimplências na liquidação do Mercado de Curto Prazo. Tal procedimento implica em alterações das Regras de Comercialização ainda não contempladas no último processo de Audiência Pública para análise das citadas regras.

Não aceita





CVU

14.1. A PARTE que, por sua ação ou omissão, der causa à resolução do CONTRATO por incorrer nas hipóteses tratadas na Cláusula 12 ficará obrigada a pagar à outra PARTE, sem prejuízo de perdas e danos, penalidade de multa por resolução, limitada a um ano de faturamento, calculado de acordo com a fórmula abaixo descrita:

Onde: RF: valor da RECEITA FIXA vigente na data de resolução, expresso em R$/ano, nos termos da Cláusula 8ª; VECR: volume de ENERGIA CONTRATADA, expresso em MWh, remanescente entre a data de resolução e a data de término do PERÍODO DE SUPRIMENTO; VEC: volume de ENERGIA CONTRATADA, expresso em MWh, relativo ao ano da resolução do CONTRATO; e min: é a função mínimo que calcula o menor dentre dois valores. Justificativa Não consideramos prudente redução da multa por resolução do contrato, frente ao montante que vinha sendo adotado nos certames anteriores. Sugerimos, adicionalmente, padronizar as fórmulas de cálculo das multas em todos os CCEARs no sentido de facilitar a internalização desta para todos os agentes e evitar interpretações divergentes das mesmas.

Parcialmente aceita



CVU


Parcialmente aceita





Biomassa s/ CVU

3.1. A vigência do CONTRATO terá início na presente data, encerrando-se no dia 31 de dezembro de 2037, observado o disposto na subcláusula 3.7 3.6, sendo sua eficácia condicionada à celebração do correspondente CCG CONTRATO DE CONSTITUIÇÃO DE GARANTIA. ... 3.3 O PERÍODO DE SUPRIMENTO terá início à zero hora do dia 1º de janeiro do ano de 2020 2018, com término às 24 horas do dia 31 de dezembro do ano de 2037. Justificativa A subcláusula 3.7 não existe, o item 3.1 se refere a subcláusula 3.6. ... O período de suprimento do CCEAR se inicia no dia 01 de janeiro de 2018.

Aceita


Biomassa s/ CVU

4.1. Para fins de aplicação das disposições previstas no CONTRATO, os montantes especificados na tabela seguinte, referenciados ao CENTRO DE GRAVIDADE do SUBMERCADO da USINA, representam os valores de ENERGIA CONTRATADA e POTÊNCIA ASSOCIADA:

Tabela 01 – USINA SUBMERCADO: ENERGIA CONTRATADA e POTÊNCIA ASSOCIADA


Aceita




Biomassa s/ CVU

4.2. Os montantes de ENERGIA CONTRATADA, POTÊNCIA ASSOCIADA e INFLEXIBILIDADE CONTRATUAL, definidos na tabela da subcláusula 4.1, poderão ser reduzidos, de comum acordo entre as PARTES, ou de ofício, pela ANEEL, em caso de redução por ato regulatório da GARANTIA FÍSICA da USINA. ..... 4.2.2. As reduções previstas na subcláusula 4.2 serão tratadas da seguinte forma perante a ANEEL: (i) como exposição voluntária do COMPRADOR quando forem resultantes de comum acordo entre as PARTES; e (ii) como exposição lnvoluntária quando decorrentes de atos do Poder Concedente. Justificativa Para que os agentes de distribuição efetuem a gestão dos volumes de energia e potência contratados, conforme determina o art. 2º do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, é indispensável que uma redução nos montantes de ENERGIA e POTÊNCIA CONTRATADAS determinada pelo Poder Concedente, sejam tratados como exposição involuntária. “ Art. 2º Na comercialização de energia elétrica de que trata este Decreto deverão ser obedecidas, dentre outras, as seguintes condições: II - os agentes de distribuição deverão garantir, a partir de 1º de janeiro de 2005, o atendimento a cem por cento de seus mercados de energia e potência por intermédio de contratos registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE e, quando for o caso, aprovados, homologados ou registrados pela ANEEL; e..............”

Não aceita

A redução, de comum acordo, dos montantes contratados já tem Normativo disciplinando (Resolução Normativa n° 508, de 4 de setembro de 2012), não merecendo ser explicitada no CCEAR, sob o prejuízo de divergir com o Normativo vigente. A eventual redução da garantia física em decorrência de atos do Poder Concedente (MME) não necessita ser explicitada no CCEAR, pois na hipótese dessa redução, o próprio ato do Poder Concedente ou ato regulamentar posterior da ANEEL, deverá estabelecer as consequências para os contratos regulados. Ademais, a consideração quanto a eventual exposição involuntária já está prevista em regulamentação vigente – REN 453/2011. Ressalta-se que isso não se aplica para os processos de revisão ordinária de garantia física, para os quais não pode haver repactuação dos montantes contratados.


Biomassa s/ CVU

8.5. As PARTES concordam que, na hipótese de o VENDEDOR ficar inadimplente na liquidação financeira do MERCADO DE CURTO PRAZO, sendo essa inadimplência decorrente deste CONTRATO, os recursos financeiros associados ao faturamento bilateral estabelecido na subcláusula 8.3 serão utilizados para abater os valores inadimplidos pelo VENDEDOR junto ao MERCADO DE CURTO PRAZO, conforme regulamentação específica.

Não aceita




8.5.1. Enquanto perdurar a situação de inadimplência do VENDEDOR na liquidação financeira do MERCADO DE CURTO PRAZO, todo faturamento, realizado nos termos da subcláusula 8.3, deverá ser feito de modo que os recursos financeiros associados a esse faturamento bilateral sejam transferidos para a conta corrente do VENDEDOR junto ao AGENTE DE LIQUIDAÇÃO. Justificativa Entendemos que pagamentos contratuais bilaterais não deverão ser utilizados para sanar inadimplências na liquidação do Mercado de Curto Prazo. Tal procedimento implica em alterações das Regras de Comercialização ainda não contempladas no último processo de Audiência Pública para análise das citadas regras.


Biomassa s/ CVU


Onde: RF: valor da RECEITA FIXA vigente na data de resolução, expresso em R$/ano, nos termos da Cláusula 7ª; VECR: volume de ENERGIA CONTRATADA, expresso em MWh, remanescente entre a data de resolução e a data de término do PERÍODO DE SUPRIMENTO; VEC: volume de ENERGIA CONTRATADA, expresso em MWh, relativo ao ano da resolução do CONTRATO; e min: é a função mínimo que calcula o menor dentre dois valores. Justificativa Não consideramos prudente redução da multa por resolução do contrato, frente ao montante que vinha sendo adotado nos certames anteriores. Sugerimos, adicionalmente, padronizar as fórmulas de cálculo das multas em todos os CCEARs no sentido de facilitar a internalização desta para todos os agentes e evitar interpretações divergentes

Parcialmente aceita




das mesmas.


Biomassa s/ CVU


Parcialmente aceita


74. AES Brasil CCEAR - Eólica

CLÁUSULA – DOS MONTANTES CONTRATADOS 4.1.2 A POTÊNCIA ASSOCIADA será igual a 0% (zero por cento) da energia contratada, não sendo a potência gerada considerada um recurso do vendedor. à disponibilidade média mensal declarada pelo agente vendedor, considerando a proporção da energia contratada em relação à garantia física da usina. Justificativa Consideramos esta cláusula inadequada, pois, como as Distribuidoras têm por obrigação, nos termos do Decreto 5.163/2004, garantir o atendimento a 100% de seus mercados de energia e potência por intermédio de contratos registrados na CCEE e que, até o momento, só o podem fazer por meio de leilões regulados, todos os contratos firmados nestes leilões (incluindo os contratos de disponibilidade) deveriam considerar como potência associada à disponibilidade máxima contratual da usina. Inclusive ao longo do tempo houveram alterações que prejudicaram o lastro da distribuidora, pois em leilões anteriores o valor da potência associada já foi de 1,5 vezes a energia contratada. Como por exemplo, o 12° LEN (2011): “4.1.2. Os montantes de POTÊNCIA ASSOCIADA, que correspondem a 1,5 vezes o valor da ENERGIA CONTRATADA, serão considerados como recurso do COMPRADOR e requisito do VENDEDOR no processo de apuração de insuficiência de lastro de POTÊNCIA, nos termos das REGRAS DE COMERCIALIZAÇÃO.” Entendemos que no caso de usinas Eólicas, o valor adequado para a potência associada deve ser

Não aceita

Nos termos do inciso II, art. 12 da PRT MME 672/2014 (diretriz), no caso de usinas eólicas a potência associada será igual a 0% (zero por cento) da energia contratada, não sendo a potência gerada considerada um recurso do vendedor.



igual a disponibilidade média mensal declarada pelo agente vendedor.



Não aceita



12.1. A PARTE que, por sua ação ou omissão, der causa à resolução do CONTRATO por incorrer nas hipóteses tratadas na Cláusula 11, ficará obrigada a pagar à outra PARTE, sem prejuízo de perdas e danos, penalidade de multa por resolução, limitada a um ano de faturamento, calculada de acordo com a equação algébrica abaixo:

Onde: RF: valor da RECEITA FIXA vigente na data de resolução, expresso em R$/ano, nos termos da Cláusula 7ª; VECR: volume de ENERGIA CONTRATADA, expresso em MWh, remanescente entre a data de resolução e a data de término do PERÍODO DE SUPRIMENTO;

Parcialmente aceita




VEC: volume de ENERGIA CONTRATADA, expresso em MWh, relativo ao ano da resolução do CONTRATO; e min: é a função mínimo que calcula o menor dentre dois valores. Justificativa Não consideramos prudente redução da multa por resolução do contrato, frente ao montante que vinha sendo adotado nos certames anteriores. Sugerimos, adicionalmente, padronizar as fórmulas de cálculo das multas em todos os CCEARs no sentido de facilitar a internalização desta para todos os agentes e evitar interpretações divergentes das mesmas.



Parcialmente aceita


78. Petróleo


CCEAR - Gás

3.4 O início do PERÍODO DE SUPRIMENTO, definido na subcláusula 3.3, poderá ser antecipado por meio de celebração de Termo Aditivo ao CONTRATO, nas condições estabelecidas no inciso IV do § 2º do art. 2º da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004. mediante solicitação do empreendedor, será antecipado de forma automática para a data de entrada em operação comercial da USINA, conforme Despacho da ANEEL, caso esta ocorra antes de 1º de janeiro de 2018, permanecendo o término do PERÍODO DE SUPRIMENTO inalterado. 3.4.1. A alteração do início do PERÍODO DE SUPRIMENTO de que trata a subcláusula 3.4 prescindirá de celebração de Termo Aditivo ao CONTRATO. Justificativa

Não aceita

Antecipação do início do período de suprimento depende da concordância do comprador, uma vez que há risco de sobrecontratação no período que antecede ao inicio do período de suprimento definido no Leilão.



O inciso IV do § 2º do art. 2º da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, mencionado no texto original prevê que:

"IV - o início da entrega da energia objeto dos CCEARs poderá ser antecipado, mantido o preço e os respectivos critérios de reajuste, com vistas no atendimento à quantidade demandada pelos compradores, cabendo à ANEEL disciplinar os ajustes nos contratos, de acordo com diretrizes do Ministério de Minas e Energia".

Ou seja, já existe a previsão legal de que o início do suprimento pode ser antecipado, mantidas as condições comerciais pactuadas no Leilão. Além disso, já houve leilões (e.g. CCEAR do LEN A-3/2011) em que a antecipação do início do suprimento dar-se-ia de forma automática, prescindindo de aditivo contratual. De forma a simplificar o processo e evitar a possível necessidade de celebração de dezenas de aditivos contratuais, propõe-se que neste Leilão A-3/2015 seja adotado o mesmo princípio de antecipação automática, desde que esta seja solicitada pelo empreendedor. Ademais, a certeza da antecipação das receitas do CCEAR no caso de antecipação do cronograma de implementação da usina contribuirá para a obtenção dos financiamentos do projeto junto às instituições financeiras.

79. Petróleo

Brasileiro S.A. – PETROBRAS

CCEAR - Gás

CLÁUSULA 4ª – DOS MONTANTES CONTRATADOS 4.2. Os montantes de ENERGIA CONTRATADA, POTÊNCIA ASSOCIADA e INFLEXIBILIDADE CONTRATUAL, definidos na tabela da subcláusula 4.1, poderão ser reduzidos, de comum acordo entre as PARTES, ou de ofício, pela ANEEL, em

Não aceita

Caso ocorra a redução dos montantes contratados, o VENDEDOR poderá encaminhar pedido devidamente fundamentado de nova SAZONALIZAÇÃO da INFLEXIBILIDADE, que deverá ser



caso de redução por ato regulatório da GARANTIA FÍSICA da USINA. (...) 4.8. O VENDEDOR deverá, também, apresentar ao ONS, até o dia 15 de dezembro de cada ano civil, a SAZONALIZAÇÃO da INFLEXIBILIDADE CONTRATUAL anual, que deverá ser compatível com o valor de INDISPONIBILIDADE PROGRAMADA declarada. 4.8.1. Caso ocorra redução dos montantes contratados, conforme cláusula 4.2, o VENDEDOR terá até 15 dias úteis, contados a partir da assinatura do Termo Aditivo ou da data da emissão do Ofício pela ANEEL, para acordar com o ONS novo cronograma de SAZONALIZAÇÃO da INFLEXIBILIDADE. Justificativa Com a alteração do volume contratado, o agente VENDEDOR deverá ter a prerrogativa de redimensionar a SAZONALIZAÇÃO de sua INFLEXIBILIDADE.

apreciado pela ANEEL, acerca da pertinência do pleito do empreendedor.

80. Petróleo


CCEAR - Gás

5.8. O VENDEDOR deverá promover o fechamento do ciclo combinado da USINA até a data informada pelo VENDEDOR no processo de HABILITAÇÃO TÉCNICA, constante do Anexo I do CONTRATO. 5.8.1. O descumprimento do disposto na subcláusula 5.8 ensejará mensalmente, a partir do mês subsequente ao da data constante do Anexo I, a redução, em 10% (dez por cento), da RECEITA DE VENDA obtida nos termos da subcláusula 7.8. Justificativa A Petrobras entende que a penalidade prevista no item 5.8.1 é excessiva, visto que a Resolução Normativa nº 595/2013 já prevê penalidade por atraso do início da operação comercial de unidade geradora. Além disso, o item 13.8.7 do edital também prevê a execução de garantia de fiel cumprimento, nos casos de atraso dos marcos do cronograma.

Não aceita

A penalidade incidente sobre o fechamento do ciclo está em acordo com a Portaria de diretrizes que determina de que o início de operação comercial da ampliação, que corresponde ao fechamento de ciclo, deve respeitar o prazo de início de suprimento de energia elétrica.



Entende também que a multa é desproporcional à potência do fechamento de ciclo, que em alguns projetos representa apenas um pequeno percentual da capacidade instalada da planta. Assim, é sugerida a exclusão do item 5.8.1.

81. Petróleo


CCEAR - Gás

6.1. Em razão do objeto do CONTRATO, e dadas as características técnicas da USINA, os montantes de ENERGIA a serem entregues pelo VENDEDOR ao COMPRADOR ao longo do PERÍODO DE SUPRIMENTO, referenciados ao CENTRO DE GRAVIDADE do SUBMERCADO da USINA, e que serão considerados no processo de contabilização das operações de compra e venda de ENERGIA no MERCADO DE CURTO PRAZO, serão definidos com base: (...) 6.1.2. Os montantes de disponibilidade máxima contratual serão revistos anualmente pela ANEEL, em função do despacho médio realizado nos últimos cinco anos e nas justificativas técnicas do empreendedor. Justificativa A indisponibilidade de usinas termelétricas é prevista em função do despacho esperado das mesmas. Este despacho é função da expansão de geração esperada, dos critérios de convergência (CMO=CME), dos procedimentos operacionais, etc. Ocorre que tais parâmetros são dados teóricos, baseados no projeto e em simulações do comportamento do Sistema Interligado Nacional. Assim, tais parâmetros não necessariamente refletem a realidade da operação durante o período de vigência do CCEAR.

Não aceita

O Contrato objetiva proteger o comprador da exposição ao MCP na condição em que a usina é despachada. Desse modo, a contribuição fere esse conceito ao propor transferir o risco de não atendimento ao despacho, de gerenciamento exclusivo do vendedor. Entende-se que o vendedor poderá precificar em sua oferta no leilão todas as variáveis de risco por ele consideradas.



Na prática, a depender das condições hidrológicas, o despacho das centrais termelétricas pode ser muito maior do que aquele simulado na definição dos parâmetros COP, CEC e GF, assim como vêm ocorrendo nos dias atuais. Como consequência da maior operação das centrais termelétricas, as frequências e os períodos de manutenção requeridos pelas máquinas tornam-se maiores, o que eleva as taxas de indisponibilidade e causa um maior custo de operação e manutenção. Portanto, entendemos que o empreendedor não deve ser penalizado por indisponibilidades ocasionadas pela maior utilização de sua usina termelétrica no atendimento da segurança e confiabilidade do sistema elétrico, já que para participação do Leilão, utilizou os parâmetros esperados de despacho presentes nos modelos matemáticos de otimização da operação e planejamento do setor.

82. Petróleo


CCEAR - Gás

7.8. Observados os critérios estabelecidos nesta Cláusula, a RECEITA DE VENDA a que o VENDEDOR faz jus corresponderá a:

Onde: (...) PotTotal: POTÊNCIA INSTALADA referente à completa motorização da USINA, expressa em MW, na parcela comprometida com o CONTRATO (aplicando-se o percentual de comprometimento da usina com o contrato); Justificativa Se o termo PotTotal representar a potência instalada da usina sem que seja aplicado o percentual de comprometimento com o contrato, então, no primeiro ano de

Não aceita

Já está expresso nessa subcláusula: “PotTotal: ............na parcela comprometida com o CONTRATO” (grifo nosso)



suprimento, onde ocorre o período de motorização da usina, a aplicação da razão Potocm/PotTotal promove a redução indevida da parcela PVm. Consequentemente, a receita variável da usina não ficará aderente ao valor do seu CVU. Pelo exposto, no entendimento da Petrobras, deve-se ajustar a definição de PotTotal de forma a deixar explícito que esta potência será calculada aplicando-se o percentual de comprometimento com o contrato. Caso não seja esse o entendimento da ANEEL, a fórmula da Receita de Venda disposta na subcláusula 7.9 deverá ser alterada, para possibilitar que o agente gerador receba toda a parcela variável a que tem direito, inclusive no período de motorização da usina.

83. Petróleo


CCEAR - Gás

11.1. Na definição dos valores monetários a serem faturados mensalmente pelo VENDEDOR, serão considerados, de forma conjunta, os valores associados: (i) à RECEITA DE VENDA, observada a redução de que trata a subcláusula 5.8.1; (ii) ao acerto financeiro associado à INFLEXIBILIDADE CONTRATUAL, nos termos da subcláusula 10.2; e (iii) às demais disposições do CONTRATO que envolvam acerto financeiro. (...) 11.1.5. Os somatórios dos valores de que tratam as cláusulas 11.1.(ii) e 11.1.(iii) de cada ano não poderá exceder a 15% da RECEITA FIXA. Justificativa Em condições típicas de financiamento de um empreendimento, o empreendedor não suportaria arcar com ressarcimentos superiores a um determinado percentual da Receita Fixa, sem que haja desequilíbrio econômico-financeiro do

Não aceita

O ressarcimento já será parcelado em caso de ser maior que a receita de venda. Além disso, é relevante considerar que no período em que foi calculado o ressarcimento a distribuidora suportou o custo da compra no MCP. Parcelar na forma proposta na contribuição ocasionará maior atraso na devolução dos gastos já incorridos, além de ampliar mais ainda o benefício da isenção durante três anos.



empreendimento. Logo, a sugestão é que seja definido o percentual máximo de 15% da Receita Fixa, a ser arcado pelo agente com ressarcimentos, de forma a evitar o desequilíbrio econômico-financeiro do empreendimento. Sugere-se também excluir, no item 11.1 (i), a referência à subcláusula 5.8.1, pois foi proposto anteriormente excluir esta subcláusula.

84. Única – União da

Indústria de Cana-de-Açucar

CCEAR – Biomassa s/CVU

3.3. O PERÍODO DE SUPRIMENTO terá início à zero hora do dia 1º de janeiro do ano de 20202018, com término às 24 horas do dia 31 de dezembro do ano de 2037. Justificativa Correção da informação, pois os contratos devem ter prazo de duração de 20 anos, conforme diretrizes estabelecidas pela Portaria MME no 672, de 19 de dezembro de 2014.

Aceita




4.2. Os montantes de ENERGIA CONTRATADA e POTÊNCIA ASSOCIADA definidos na tabela da subcláusula 4.1 poderão ser reduzidos, de comum acordo entre as PARTES, ou de ofício, pela ANEEL a critério do VENDEDOR, em caso de redução por ato regulatório da GARANTIA FÍSICA da USINA. Justificativa Entende-se ser prudente que a distribuidora, como parte compradora no CCEAR, não possa ficar exposta à necessidade de redução dos montantes contratados

Não aceita

A redução, de comum acordo, dos montantes contratados já tem Normativo disciplinando (Resolução Normativa n° 508, de 4 de setembro de 2012), não merecendo ser explicitada no CCEAR, sob o prejuízo de divergir com o Normativo vigente. A eventual redução da garantia física em decorrência de atos do Poder Concedente (MME) não necessita ser explicitada no



somente a critério do vendedor, salvo se esta for determinada por ato regulatório, ou melhor, em caráter compulsório, como é a redução da garantia física por parte do Poder Concedente. Até porque as distribuidoras possuem mecanismos regulatórios e contratuais que permitem a contratação de lastro adicional, minimizando seus riscos, a adoção da contribuição em tela daria mais equilíbrio aos dispostos no CCEAR com relação à distribuição de riscos e, portanto, seria seminal para estimular a atração de mais investimentos na expansão da oferta de energia elétrica ao mercado regulado e a modicidade tarifária no certame.

CCEAR, pois na hipótese dessa redução, o próprio ato do Poder Concedente ou ato regulamentar posterior da ANEEL, deverá estabelecer as consequências para os contratos regulados. Ademais, a consideração quanto a eventual exposição involuntária já está prevista em regulamentação vigente – REN 453/2011. Ressalta-se que isso não se aplica para os processos de revisão ordinária de garantia física, para os quais não pode haver repactuação dos montantes contratados.




Inclusão: 6.2.2. O atendimento dos montantes associados à obrigação mensal de entrega de ENERGIA, conforme apresentado na subcláusula 6.2, será cumprido observando uma margem mensal inferior de 90% (noventa por cento) e uma margem mensal superior de 110% (cento e dez por cento) da ENERGIA CONTRATADA e o montante necessário no mês em que ocorrer o cumprimento integral do valor anual disposto na subcláusula 4.1. Justificativa A definição da obrigação mensal é feita pelo empreendedor no ato do cadastramento e tem validade por todo o período de suprimento do contrato, de 20 anos. Qualquer variação do período de safra que torne a disponibilidade de energia em período diferente da informada durante o cadastramento acarreta a exposição do

Não aceita

Os Leilões de Energia Nova são uma das modalidades de contratação disponíveis pela distribuidora para atendimento ao seu mercado (ao lado dos Leilões de Energia Existente, Chamada Pública para contratação de Geração Distribuída e MCSD resultante dos Leilões). Sendo assim, é importante que o VENDEDOR entregue o montante pactuado em CCEAR para dar previsibilidade ao atendimento do mercado da distribuidora.



agente aos riscos de preço do mercado livre. Considerando que a geração de energia tem relação praticamente simétrica com a safra, que é planejada efetivamente somente no segundo semestre anterior à safra que for corrente, sugerimos que seja admitida uma variação percentual em torno da obrigação mensal dentro da janela temporal especificada inicialmente no ato de cadastramento, fato que mitigará o risco para o gerador e auxiliará na garantia de entrega dos montantes contratados ao consumidor cativo. A UNICA entende que o eventual impacto no cálculo do Valor Esperado do Custo Econômico de Curto Prazo (CEC) será marginal e contribuirá sobremaneira para aumentar a oferta potencial para o ambiente regulado e dar equilíbrio competitivo da biomassa com as demais fontes que participam dos mesmos certames e já conquistaram mecanismos semelhantes.




Inclusão: 5.10. As PARTES concordam que, estando a(s) USINA(S) apta(s) a entrar em operação comercial a partir da DATA DE INÍCIO DO SUPRIMENTO, o atraso da entrada em operação das instalações de transmissão e de distribuição, que não estejam sob responsabilidade do VENDEDOR, necessárias para o escoamento da ENERGIA a ser produzida pela(s) USINA(S): (i) mantém inalterada a obrigação do COMPRADOR prevista na Cláusula 8ª; 3 (ii) isenta o VENDEDOR da obrigação de constituição de lastro, prevista na subcláusula 5.6; e (iii) isenta o VENDEDOR da obrigação de entrega de energia prevista na Cláusula 6ª. Justificativa

Não aceita

Condição não permitida pela Portaria de diretrizes (PRT 672/2014): “Art. 13-A. No Leilão "A-3", de 2015, não se aplica o disposto no art. 9º, da Portaria MME nº 514, de 2 de setembro de 2011, mantido o disposto no seu art. 7º, mesmo nos casos de indisponibilidade, na data de início de suprimento contratual de energia elétrica, das instalações de uso do âmbito de transmissão, necessárias para o escoamento da energia produzida por empreendimento de geração apto a entrar em operação comercial”.



Atualmente, diferentemente do que previam os leilões passados, não há mais previsão nos Contratos de Compra de Energia Elétrica no ambiente regulado de que o gerador fará jus ao recebimento da receita fixa nos casos de indisponibilidade do sistema de transporte na data início do suprimento do contrato, mesmo não sendo o fato de responsabilidade do gerador de bioeletricidade. Observa-se uma cadeia de dependência de responsabilidades ingerenciáveis pelo vendedor, de maneira que se torna praticamente impossível calcular o risco de ocorrer o evento da indisponibilidade do sistema de transmissão e, sobretudo, de distribuição à época do início do suprimento no certame. Na verdade, a diretriz supracitada não alocou um risco novo ao gerador à biomassa, mas sim uma incerteza, em virtude da impossibilidade de se atribuir probabilidades ao evento da disponibilidade do sistema de transmissão e de distribuição, considerando a extensa cadeia de responsabilidades para a execução da totalidade das obras de reforço, e na qual o gerador não tem gerenciamento em sua maior parte. Tal diretriz traz considerável incerteza para o investidor em geração e tem afastado projetos de bioeletricidade dos leilões regulados. Pode-se afirmar que o impacto da diretriz supracitada será precificada nos lances de oferta durante o Leilão “A-3”/2015. A título de expandir a oferta de bioeletricidade ao sistema e da própria modicidade tarifária, recomenda-se o retorno de cláusula contratual que dê garantias ao investidor nesses casos estritos. Entendemos que não atender à contribuição em tela, afirmando que a redação do CCEAR expressa estritamente as diretrizes dispostas na Portaria MME no 672, de 19 de dezembro de 2014, não é adequado e suficiente, pois é missão do órgão regulador proporcionar condições favoráveis para que o mercado de energia elétrica se desenvolva com equilíbrio entre os agentes e em benefício da sociedade, cabendo-lhe autonomia para buscar tal objetivo. No mínimo, observando seus objetivos precípuos, entendemos que a ANEEL deve provocar a discussão junto ao Ministério de Minas e Energia sobre a questão em tela.



88. Imetame Energia Ltda.

CCEAR – Quantidade e

Gás

Cláusula 8.2.1. O valor inicial da RECEITA FIXA, RF0, referenciado ao mês de ....... de 2015 é de R$ .... (..........). (mês de realização do LEILÃO) (conforme Informe Técnico EPE-DEE-IT-013/2015) Justificativa O comentário entre parêntesis expresso na Cláusula 8.2.1 é incoerente com os demais comentários entre parêntesis expressos nas Cláusulas 8.3 e 8.7, bem como pode gerar interpretação diferente daquela proveniente da regra expressa no Informe Técnico EPE-DEE-IT-013/2015, nos itens 2 e 3.

Aceita

Cláusula adequada ao Informe Técnico EPE-DEE-IT-013/2015.



Gás

Cláusula 8.7 .....

푅퐹 = 푅퐹 ∗퐼퐼

퐼 : número índice do IPCA do mês de outubro leilão Justificativa A legenda expressa na Cláusula 8.7 é incoerente com a regra expressa no Informe Técnico EPE-DEE-IT-013/2015, nos itens 3

Aceita

Cláusula adequada ao Informe Técnico EPE-DEE-IT-013/2015.



Gás

Cláusula 8.12 .....

퐶푉푈 & = 퐶푉푈 & ∗퐼퐼

퐼 : número índice do IPCA do mês de outubro leilão

Aceita

Cláusula adequada ao Informe Técnico EPE-DEE-IT-013/2015



Justificativa A legenda expressa na Cláusula 8.12 passa a ser coerente com a proposta anterior para a Cláusula 8.7.

91. Imetame Energia Ltda. CCEAR – Gás

Cláusula 8.10. .... seguinte equação algébrica:

Justificativa Quando o empreendimento dispõe do combustível em território brasileiro, inclusive como autoprodutor de Gás Natural em território brasileiro, ou seja, GAS NATURAL NACIONAL, independente de fornecimento da Petrobras, o critério de reajuste do valor da parcela do combustível, tanto flexível quanto inflexível, deveria ser compatível com o critério utilizado para CARVÃO NACIONAL, ou seja, apenas IPCA na fórmula, uma vez que a produção do combustível nesse caso não guarda nenhuma correlação com o preço internacional e flutuações cambiais.

Não aceita

Para o gás natural, o disposto no §4º do art. 2º da Portaria MME nº 42/2007 define as opções para fins de reajuste, não constando entre elas o IPCA.



92. Neoenergia CCEAR - todos

1.2. São partes integrantes do CONTRATO: a) ANEXO I – PARÂMETROS DA CONTRATAÇÃO; b) ANEXO II – DEFINIÇÕES; c) ANEXO III – CONTRATO DE CONSTITUIÇÃO DE GARANTIA VIA VINCULAÇÃO DE RECEITAS; d) ANEXO IV – CONTRATO DE CONCESSÃO e/ou ATO AUTORIZATIVO, e seus aditivos, que fica incorporado ao CONTRATO por referência, como se nele estivesse transcrito. e) ANEXO V - CONTRATO DE CESSÃO DE DIREITOS CREDITÓRIOS DE CDB. Justificativa Não vislumbramos a importância de eliminar as demais modalidades de garantias financeiras (FIANÇA BANCÁRIA e CESSÃO DE CDB) tradicionalmente disponíveis para os compradores da energia nos contratos dos certames anteriores, com o argumento de que a modalidade Via Vinculação de Receitas impõe maior robustez e a pouca utilização das demais nos leilões anteriores, alegada pela ANEEL na Nota Técnica nº 24/2013–SEM/ANEEL. A própria ANEEL através do inciso XIII do Art. 5º da Resolução Normativa nº 63, de 12 de maio de 2004, já estabelece penalidade para descumprimento do aporte de garantias. RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 63, DE 12 DE MAIO DE 2004 Art. 5º Constitui infração, sujeita à imposição da penalidade de multa do Grupo II: ............................ XIII - deixar de apresentar o agente as garantias financeiras exigidas para as transações de

Não aceita




compra e venda de energia, na forma, condições, limites e prazos previstos em regulamentação específica; A eliminação das citadas modalidades pode imputar às distribuidoras dificuldades no gerenciamento dos respectivos recebíveis.


3.1. A vigência do CONTRATO terá início na presente data, encerrando-se no dia 31 de dezembro de 2037, observando o disposto na subclásula 3.6, sendo sua eficácia condicionada à celebração do correspondente CCG CONTRATO DE CONSTITUIÇÃO DE GARANTIA. Justificativa Não vislumbramos a importância de eliminar as demais modalidades de garantias financeiras (FIANÇA BANCÁRIA e CESSÃO DE CDB) tradicionalmente disponíveis para os compradores da energia nos contratos dos certames anteriores, com o argumento de que a modalidade Via Vinculação de Receitas impõe maior robustez e a pouca utilização das demais nos leilões anteriores, alegada pela ANEEL na Nota Técnica nº 24/2013–SEM/ANEEL. A própria ANEEL através do inciso XIII do Art. 5º da Resolução Normativa nº 63, de 12 de maio de 2004, já estabelece penalidade para descumprimento do aporte de garantias. RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 63, DE 12 DE MAIO DE 2004 Art. 5º Constitui infração, sujeita à imposição da penalidade de multa do Grupo II: ............................

Não aceita




XIII - deixar de apresentar o agente as garantias financeiras exigidas para as transações de compra e venda de energia, na forma, condições, limites e prazos previstos em regulamentação específica; A eliminação das citadas modalidades pode imputar às distribuidoras dificuldades no gerenciamento dos respectivos recebíveis.


Inclusão: CLÁUSULA XX – DAS GARANTIAS FINANCEIRAS xx.1. As PARTES devem celebrar um instrumento jurídico-financeiro como garantia do fiel cumprimento das obrigações do CONTRATO, observados os prazos constantes do EDITAL, dentre as quais: (i) FIANÇA BANCÁRIA; (ii) CCG, conforme modelo constante do ANEXO III; ou (iii) CESSÃO DE CDB, conforme modelo constante do ANEXO XX. xx.2. No prazo de até três dias corridos a contar da assinatura deste CONTRATO, caso não seja possível às PARTES acordarem qualquer das garantias mencionadas na subcláusula XX.1, o COMPRADOR deverá oferecer garantias provisórias no valor correspondente, que vigorarão pelo prazo máximo de sessenta dias corridos, constituídas de: (i) moeda corrente nacional; (ii) títulos públicos devidamente aprovados pelo VENDEDOR; (iii) cartas de fianças ou cartas de créditos emitidas por instituições com sede no país ou no exterior, devidamente aprovadas pelo VENDEDOR; e (iv) outra forma aceita pelo VENDEDOR. xx.3. No prazo de vigência das garantias provisórias previstas na subcláusula XX.2,

Não aceita




as PARTES ficarão obrigadas a acordar um instrumento jurídico-financeiro de garantia dentre aqueles listados na subcláusula XX.1. Não o fazendo, o CONTRATO será considerado resolvido, sem prejuízo dos direitos e obrigações dele decorrentes durante o período de sua vigência. XX.4. O COMPRADOR poderá substituir, a qualquer momento, desde que em comum acordo com o VENDEDOR, as garantias concedidas, respeitando as opções listadas na subcláusula XX.1 e informando previamente a CCEE sobre essa alteração. XX.5. Nos casos onde a GARANTIA FINANCEIRA acordada entre as PARTES for a FIANÇA BANCÁRIA ou a CESSÃO DE CDB, o valor a ser colocado à disposição do VENDEDOR para realização de seu crédito, quando da ocorrência de inadimplência no pagamento de qualquer valor devido pelo COMPRADOR, deverá ser igual a 1,2 vezes o valor do DOCUMENTO DE COBRANÇA mensal, observada a forma de atualização monetária nos termos do CONTRATO. Justificativa Não vislumbramos a importância de eliminar as demais modalidades de garantias financeiras (FIANÇA BANCÁRIA e CESSÃO DE CDB) tradicionalmente disponíveis para os compradores da energia nos contratos dos certames anteriores, com o argumento de que a modalidade Via Vinculação de Receitas impõe maior robustez e a pouca utilização das demais nos leilões anteriores, alegada pela ANEEL na Nota Técnica nº 24/2013–SEM/ANEEL.



A própria ANEEL através do inciso XIII do Art. 5º da Resolução Normativa nº 63, de 12 de maio de 2004, já estabelece penalidade para descumprimento do aporte de garantias. RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 63, DE 12 DE MAIO DE 2004 Art. 5º Constitui infração, sujeita à imposição da penalidade de multa do Grupo II: ............................ XIII - deixar de apresentar o agente as garantias financeiras exigidas para as transações de compra e venda de energia, na forma, condições, limites e prazos previstos em regulamentação específica; A eliminação das citadas modalidades pode imputar às distribuidoras dificuldades no gerenciamento dos respectivos recebíveis.

95. Neoenergia CCEAR - quantidade

7.1. Na definição dos valores monetários a serem faturados mensalmente pelo VENDEDOR, serão considerados, de forma conjunta, os valores associados: (i) à RECEITA DE VENDA; (ii) às demais disposições do CONTRATO que envolvam acerto financeiro. 7.1.1. Caso o total dos acertos financeiros de que tratam a Subcláusula 7.1.(ii) resulte em valor superior ao valor de que trata a Subcláusula 7.1.(i), o pagamento do COMPRADOR ao VENDEDOR no mês correspondente deverá ser em valor igual a zero e o saldo remanescente deverá ser considerado no(s) faturamento(s) posterior(es) em tantas vezes quantas forem necessárias para sua quitação. em favor do COMPRADOR, ao VENDEDOR caberá o faturamento da RECEITA DE

Não aceita

O procedimento proposto é de difícil operacionalização, haja vista que o comprador deveria emitir uma nota de débito contra o vendedor, hipótese já rechaçada pelas distribuidoras. Ademais, deve-se considerar os exíguos prazos disponíveis para execução desse processo.



VENDA conforme disposto na cláusula 6ª e ajustes mensais apurados pela CCEE. 7.1.2 Ao COMPRADOR caberá a emissão de Nota de Débito, contra o VENDEDOR, relacionada aos acertos financeiros apurados pela CCEE e decorrentes do CONTRATO que geram crédito ao COMPRADOR. 7.1.3 Caso o resultado líquido do valor monetário a ser faturado pelo VENDEDOR corresponda a um crédito a favor do COMPRADOR, o faturamento da(s) USINA(S) deverá ser igual a zero e o saldo remanescente deverá ser faturado pelo COMPRADOR, no próprio mês de referência, através da emissão de DOCUMENTO DE COBRANÇA. 7.1.2.4. Na Em qualquer das hipóteses previstas nesta Subcláusula 7.1.1 o faturamento do VENDEDOR ao COMPRADOR deverá observar a legislação tributária atinente à espécie. 7.1.3. O saldo remanescente de que trata a subcláusula 7.1.1 será atualizado mensalmente pelo IPCA. 7.1.4. Quando de resolução do CONTRATO ou do término do PERÍODO DE SUPRIMENTO, na hipótese de existir saldo remanescente a favor do COMPRADOR, conforme disposto na Subcláusula 7.1.1, o COMPRADOR efetuará a cobrança do valor apurado em face do VENDEDOR. Justificativa Atualmente há 02 problemas relacionados ao faturamento dos contratos: (i) fiscal - referente à dedução do crédito do comprador da receita de venda. A existência de crédito do comprador não deve anular ou reduzir a receita de venda a ser faturada pelo vendedor, pois a base de cálculo para apuração de imposto é a



receita de venda e não o líquido entre a receita de venda e os ressarcimentos. (ii) operacional - referente a padronização do processo de faturamento entre geradores e distribuidores. Com o aumento do número e valores de ressarcimentos apurados pela CCEE, a compensação bilateral ficou confusa pois cada gerador passou a faturar da sua forma e entendimento. O processo de controle e conferência de notas fiscais de disponibilidade ficou muito complexo, visto que os vendedores faturam energia, ressarcimento, multas, ajustes e correção por IPCA em uma única rubrica na Nota Fiscal, ocasionando assim dificuldade no controle e baixa do contas a receber do ressarcimento, registro da despesa de compra de energia, demonstrações para SAMP, memória de energia e apresentação a auditoria. Enfim, há impacto no âmbito fiscal, contábil e regulatório, visto que o registro do Ressarcimento ocorre em uma conta do ativo. Desta forma, propomos que seja padronizado o faturamento dos contratos. As geradoras faturariam a receita de venda (receita fixa + receita variável + outras receitas eventuais) e as distribuidoras emitiriam nota de débito contra as geradoras no valor dos ressarcimentos para fazer a compensação do pagamento. Para evitar o carregamento de créditos pelos compradores, causando impactos nos seus caixas, propomos que por ocasião da consolidação dos valores monetários a serem faturados mensalmente pelo vendedor, eventuais débitos deste sejam faturados imediatamente pelo comprador, através da emissão de DOCUMENTOS DE COBRANÇA no próprio mês, ou, de comum acordo entre as partes, em meses subsequentes.



O tratamento sugerido está aderente ao disposto na cláusula 7.8.2 deste mesmo contrato. “7.8.2. Os ajustes de que trata a subcláusula 7.8.1 ensejarão a emissão do competente DOCUMENTO DE COBRANÇA, que deverá identificar o mês de competência do suprimento, cuja compensação poderá se dar no próprio mês, ou, de comum acordo entre as PARTES, em DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA subsequente(s).” A CCEE deve divulgar nos relatórios a receita de venda e os valores a faturar pelos geradores e as compensações para as distribuidoras emitir nota de débito. É portanto necessário que todos os geradores e distribuidores padronizem o faturamento contratos, logo as regras devem estar nos CCEARs.


7.5. As PARTES concordam que, na hipótese de o VENDEDOR ficar inadimplente na liquidação financeira do MERCADO DE CURTO PRAZO, sendo essa inadimplência decorrente deste CONTRATO, os recursos financeiros associados ao faturamento bilateral estabelecido na subcláusula 7.3 poderão ser utilizados para abater os valores inadimplidos pelo VENDEDOR junto ao MERCADO DE CURTO PRAZO, conforme regulamentação específica. 7.5.1. Enquanto perdurar a situação de inadimplência do VENDEDOR na liquidação financeira do MERCADO DE CURTO PRAZO, todo faturamento, realizado nos termos da subcláusula 7.3, deverá ser feito de modo que os recursos financeiros associados a esse faturamento bilateral sejam transferidos para a conta corrente do VENDEDOR junto ao AGENTE DE LIQUIDAÇÃO. Justificativa

Não aceita




Entendemos que pagamentos contratuais bilaterais não deverão ser utilizados para sanar inadimplências na liquidação do Mercado de Curto Prazo. Tal procedimento implica em alterações das Regras de Comercialização ainda não contempladas no último processo de Audiência Pública para análise das citadas regras.



Multa = 30 % x PV x VECR Onde: PV - PREÇO DE VENDA da(s) USINA(S), em R$/MWh, vigente na data de resolução do RATO, nos termos da Cláusula 6ª; VECR: volume de ENERGIA(S) CONTRATADA(S) da(s) USINA(S), remanescente entre a data de resolução e a data de término do PERÍODO DE SUPRIMENTO, expresso MWh; VEC: volume de ENERGIA(S) CONTRATADA(S), expresso em MWh; relativo ao ano da resolução do CONTRATO; e min: é a função mínimo que calcula o menor dentre dois valores. Justificativa

Parcialmente aceita




Não consideramos prudente redução da multa por resolução do contrato, frente ao montante que vinha sendo adotado nos certames anteriores. Sugerimos, adicionalmente, padronizar as fórmulas de cálculo das multas em todos os CCEARs no sentido de facilitar a internalização desta para todos os agentes e evitar interpretações divergentes das mesmas.


10.4. A responsabilidade de cada uma das PARTES no âmbito deste CONTRATO referente ao pagamento de quaisquer ônus decorrentes de tal resolução, conforme estabelece a subcláusula 9.3, adicional a penalidade de multa por rescisão, estabelecida na subcláusula 10.1, estará, em qualquer hipótese, limitada aos montantes de danos que der causa.

Justificativa A alteração proposta visa esclarecer que a multa rescisória é realmente devida pelo vendedor, em caso de resolução do contrato, independente dos danos a que ele der causa.

Parcialmente aceita


99. Neoenergia CCEAR – Gás e Biomassa c/CVU


Aceita



Ano de Suprimento 2018 a 2037 Justificativa Corrigir o Ano de Suprimento na Tabela 01 – ENERGIA CONTRATADA, POTÊNCIA ASSOCIADA e INFLEXIBILIDADE CONTRATUAL para 2018 a 2037.


4.2. Os montantes de ENERGIA CONTRATADA, POTÊNCIA ASSOCIADA e INFLEXIBILIDADE CONTRATUAL, definidos na tabela da subcláusula 4.1, poderão ser reduzidos, de comum acordo entre as PARTES, ou de ofício, pela ANEEL, em caso de redução por ato regulatório da GARANTIA FÍSICA da USINA. ..... 4.2.2. As reduções previstas na subcláusula 4.2 serão tratadas da seguinte forma perante a ANEEL: (i) como exposição voluntária do COMPRADOR quando forem resultantes de comum acordo entre as PARTES; e (ii) como exposição lnvoluntária quando decorrentes de atos do Poder Concedente. Justificativa Para que os agentes de distribuição efetuem a gestão dos volumes de energia e potência contratados, conforme determina o art. 2º do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, é indispensável que uma redução nos montantes de ENERGIA e POTÊNCIA CONTRATADAS determinada pelo Poder Concedente, sejam tratados como exposição involuntária. “ Art. 2º Na comercialização de energia elétrica de que

Não aceita

A redução, de comum acordo, dos montantes contratados já tem Normativo disciplinando (Resolução Normativa n° 508, de 4 de setembro de 2012), não merecendo ser explicitada no CCEAR, sob o prejuízo de divergir com o Normativo vigente. A eventual redução da garantia física em decorrência de atos do Poder Concedente (MME) não necessita ser explicitada no CCEAR, pois na hipótese dessa redução, o próprio ato do Poder Concedente ou ato regulamentar posterior da ANEEL, deverá estabelecer as consequências para os contratos regulados. Ademais, a consideração quanto a eventual exposição involuntária já está



trata este Decreto deverão ser obedecidas, dentre outras, as seguintes condições: II - os agentes de distribuição deverão garantir, a partir de 1º de janeiro de 2005, o atendimento a cem por cento de seus mercados de energia e potência por intermédio de contratos registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE e, quando for o caso, aprovados, homologados ou registrados pela ANEEL; e..............”

prevista em regulamentação vigente – REN 453/2011. Ressalta-se que isso não se aplica para os processos de revisão ordinária de garantia física, para os quais não pode haver repactuação dos montantes contratados.


8.13. Caso venha a ocorrer a extinção de algum dos índices de reajuste dos combustíveis estabelecidos nesta Cláusula, adotar-se-á outro índice oficial que venha a substituí-lo, conforme determinação do Poder Concedente.

Justificativa Entendemos que todos os reajustes estão se dando pelo IPCA, portanto a permanência desta subcláusula poderá gerar confusão.

Não aceita



9.1.2. O ressarcimento a que se refere a subcláusula 9.1.1 será descontado da Receita de Venda referente pago pelo VENDEDOR no mês seguinte a apuração de que trata a cláusula 9.1., de acordo com o estabelecido na Subcláusula 11.1 9.1.2.1. No caso de o valor a ser ressarcido for superior ao montante da Receita de Venda a que faz jus o VENDEDOR, o abatimento deverá ser realizado em tantas parcelas quantas forem necessárias para sua quitação. .................................................................. 11.1. Na definição dos valores monetários a serem faturados mensalmente pelo VENDEDOR, serão considerados, de forma conjunta, os valores associados: (i) à RECEITA DE VENDA, observada a redução de que trata a subcláusula 5.8.1 (Para Usina à Gás); (ii) ao acerto financeiro associado à INFLEXIBILIDADE CONTRATUAL, nos termos da subcláusula 1010.2; e (iii) às demais disposições do CONTRATO que envolvam acerto financeiro.

Não aceita




11.1.1. Caso o resultado líquido do valor monetário a ser faturado pelo VENDEDOR corresponda a um crédito a favor do COMPRADOR, o faturamento deverá ser igual a zero e o saldo remanescente deverá ser considerado no(s) faturamento(s) subsequente(s). faturado pelo COMPRADOR, no próprio mês de referência, através da emissão de DOCUMENTO DE COBRANÇA. 11.1.2 Ao VENDEDOR caberá o faturamento da RECEITA DE VENDA conforme disposto na cláusula 9ª e ajustes mensais apurados pela CCEE. 11.1.3 Ao COMPRADOR caberá a emissão de Nota de Débito, contra o VENDEDOR, relacionada a acertos financeiros apurados pela CCEE e decorrentes do CONTRATO que geram crédito ao COMPRADOR. 10.1.4 Caso o resultado líquido do valor monetário a ser faturado pelo VENDEDOR corresponda a um crédito a favor do COMPRADOR, o faturamento deverá ser igual a zero e o saldo remanescente deverá ser faturado pelo COMPRADOR, no próprio mês de referência, através da emissão de DOCUMENTO DE COBRANÇA. 11.1.25. Em qualquer uma das Na hipóteses previstas na Subcláusula 11.1.1 o faturamento do VENDEDOR ao COMPRADOR deverá observar a legislação tributária atinente à espécie. 11.1.3. O saldo remanescente de que trata a subcláusula 11.1.1 será atualizado mensalmente pelo IPCA. 11.1.4. Quando de resolução do CONTRATO ou do término do PERÍODO DE SUPRIMENTO, na hipótese de existir saldo remanescente a favor do COMPRADOR, conforme disposto na Subcláusula 11.1.1, o COMPRADOR



efetuará a cobrança do valor apurado em face do VENDEDOR.

Justificativa Atualmente há 02 problemas relacionados ao faturamento dos contratos por disponibilidade: (i) fiscal - referente à dedução do crédito do comprador da receita de venda. A existência de crédito do comprador em virtude da apuração de ressarcimentos não deve anular ou reduzir a receita de venda a ser faturada pelo vendedor, pois a base de cálculo para apuração de imposto é a receita de venda e não o líquido entre a receita de venda e os ressarcimentos. (ii) operacional - referente a padronização do processo de faturamento e pagamento entre geradores e distribuidores. Com o aumento do número e valores de ressarcimentos apurados pela CCEE, a compensação bilateral ficou confusa pois cada gerador passou a faturar da sua forma e entendimento. O processo de controle e conferência de notas fiscais de disponibilidade ficou complexo, visto que os vendedores faturam energia, ressarcimento, multas, ajustes e correção por IPCA em uma única rubrica na Nota Fiscal, ocasionando assim dificuldade no controle e baixa do contas a receber do ressarcimento, registro da despesa de compra de energia, demonstrações para SAMP, memória de energia e apresentação a auditoria. Enfim, há impacto no âmbito fiscal, contábil e regulatório visto que o registro do Ressarcimento ocorre em uma conta do ativo.



Desta forma, propomos que seja padronizado o faturamento dos contratos. As geradoras faturariam a receita de venda (receita fixa + receita variável) e as distribuidoras emitiriam nota de débito contra as geradoras no valor dos ressarcimentos para apenas fazer a compensação no momento do pagamento. A CCEE deverá divulgar a receita de venda, os valores a faturar pelos geradores e as compensações para as distribuidoras emitir nota de débito. É necessário, portanto, que os geradores e distribuidores padronizem o faturamento dos contratos, logo, é essencial que as regras estejam nos CCEARs. Para evitar o carregamento de créditos pelos compradores, causando impactos nos seus caixas, propomos que por ocasião da consolidação dos valores monetários a serem faturados mensalmente pelo vendedor, eventuais débitos deste sejam faturados imediatamente pelo comprador, através da emissão de DOCUMENTOS DE COBRANÇA no próprio mês, ou, de comum acordo entre as partes, em meses subsequentes. O tratamento sugerido está aderente ao disposto na cláusula 11.8.2 deste mesmo contrato. “11.8.2. Os ajustes de que trata a subcláusula 10.8.1 ensejarão a emissão do competente DOCUMENTO DE COBRANÇA, que deverá identificar o mês de competência do suprimento, cuja compensação poderá se dar no próprio mês, ou, de comum acordo entre as PARTES, em DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA subsequente(s).”


11.5. As PARTES concordam que, na hipótese de o VENDEDOR ficar inadimplente na liquidação financeira do MERCADO DE CURTO PRAZO, sendo essa inadimplência decorrente deste CONTRATO, os recursos financeiros associados ao faturamento bilateral estabelecido na subcláusula 10.3 serão utilizados para abater os valores inadimplidos pelo VENDEDOR junto ao MERCADO DE CURTO PRAZO, conforme regulamentação específica.

Não aceita




11.5.1. Enquanto perdurar a situação de inadimplência do VENDEDOR na liquidação financeira do MERCADO DE CURTO PRAZO, todo faturamento, realizado nos termos da subcláusula 11.3, deverá ser feito de modo que os recursos financeiros associados a esse faturamento bilateral sejam transferidos para a conta corrente do VENDEDOR junto ao AGENTE DE LIQUIDAÇÃO. Justificativa Entendemos que pagamentos contratuais bilaterais não deverão ser utilizados para sanar inadimplências na liquidação do Mercado de Curto Prazo. Tal procedimento implica em alterações das Regras de Comercialização ainda não contempladas no último processo de Audiência Pública para análise das citadas regras.



Onde: RF: valor da RECEITA FIXA vigente na data de resolução, expresso em R$/ano, nos termos da Cláusula 8ª; VECR: volume de ENERGIA CONTRATADA, expresso em MWh, remanescente entre a data de resolução e a data de término do PERÍODO DE SUPRIMENTO; VEC: volume de ENERGIA CONTRATADA, expresso em MWh, relativo ao ano da resolução do CONTRATO; e min: é a função mínimo que calcula o menor dentre dois valores. Justificativa

Parcialmente aceita




Não consideramos prudente redução da multa por resolução do contrato, frente ao montante que vinha sendo adotado nos certames anteriores. Sugerimos, adicionalmente, padronizar as fórmulas de cálculo das multas em todos os CCEARs no sentido de facilitar a internalização desta para todos os agentes e evitar interpretações divergentes das mesmas.


14.4. A responsabilidade de cada uma das PARTES no âmbito deste CONTRATO referente ao pagamento de quaisquer ônus decorrentes de tal resolução, conforme estabelece a subcláusula 12.3, adicional a penalidade de multa por rescisão, estabelecida na subcláusula 13.1, estará, em qualquer hipótese, limitada aos montantes de danos que der causa. Justificativa

A alteração proposta visa esclarecer que a multa rescisória é realmente devida pelo vendedor, em caso de resolução do contrato, independente dos danos a que ele der causa.

Parcialmente aceita


106. Neoenergia CCEAR – Biomassa s/CVU


Aceita




4.1. Para fins de aplicação das disposições previstas no CONTRATO, os montantes especificados na tabela seguinte, referenciados ao CENTRO DE GRAVIDADE do SUBMERCADO da USINA, representam os valores de ENERGIA CONTRATADA e POTÊNCIA ASSOCIADA: Tabela 01 – USINA SUBMERCADO: ENERGIA CONTRATADA e POTÊNCIA ASSOCIADA

Ano de Suprimento 2018 a 2037 Justificativa Corrigir o Ano de Suprimento na Tabela 01 – ENERGIA CONTRATADA, POTÊNCIA ASSOCIADA e INFLEXIBILIDADE CONTRATUAL para 2018 a 2037.

Aceita


4.2. Os montantes de ENERGIA CONTRATADA, POTÊNCIA ASSOCIADA e INFLEXIBILIDADE CONTRATUAL, definidos na tabela da subcláusula 4.1, poderão ser reduzidos, de comum acordo entre as PARTES, ou de ofício, pela ANEEL, em caso de redução por ato regulatório da GARANTIA FÍSICA da USINA. ..... 4.2.2. As reduções previstas na subcláusula 4.2 serão tratadas da seguinte forma perante a ANEEL: (i) como exposição voluntária do COMPRADOR quando forem resultantes de comum acordo entre as PARTES; e (ii) como exposição lnvoluntária quando decorrentes de atos do Poder Concedente.

Não aceita

A redução, de comum acordo, dos montantes contratados já tem Normativo disciplinando (Resolução Normativa n° 508, de 4 de setembro de 2012), não merecendo ser explicitada no CCEAR, sob o prejuízo de divergir com o Normativo vigente. A eventual redução da garantia física em decorrência de atos do Poder Concedente (MME) não



Justificativa Para que os agentes de distribuição efetuem a gestão dos volumes de energia e potência contratados, conforme determina o art. 2º do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, é indispensável que uma redução nos montantes de ENERGIA e POTÊNCIA CONTRATADAS determinada pelo Poder Concedente, sejam tratados como exposição involuntária. “ Art. 2º Na comercialização de energia elétrica de que trata este Decreto deverão ser obedecidas, dentre outras, as seguintes condições: II - os agentes de distribuição deverão garantir, a partir de 1º de janeiro de 2005, o atendimento a cem por cento de seus mercados de energia e potência por intermédio de contratos registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE e, quando for o caso, aprovados, homologados ou registrados pela ANEEL; e..............”

necessita ser explicitada no CCEAR, pois na hipótese dessa redução, o próprio ato do Poder Concedente ou ato regulamentar posterior da ANEEL, deverá estabelecer as consequências para os contratos regulados. Ademais, a consideração quanto a eventual exposição involuntária já está prevista em regulamentação vigente – REN 453/2011. Ressalta-se que isso não se aplica para os processos de revisão ordinária de garantia física, para os quais não pode haver repactuação dos montantes contratados.


8.1. Na definição dos valores monetários a serem faturados mensalmente pelo VENDEDOR, serão considerados, de forma conjunta, os valores associados: (i) à RECEITA DE VENDA; (ii) às demais disposições do CONTRATO que envolvam acerto financeiro. 8.1.1. Caso o total dos acertos financeiros de que tratam as Subcláusulas 8.1.(i) e 8.1.(ii) resulte em valor superior ao valor de que trata a Subcláusula 8.1.(i), o pagamento do COMPRADOR ao VENDEDOR no mês correspondente deverá ser em valor igual a zero e o saldo remanescente deverá ser considerado no(s) faturamento(s) posterior(es) em tantas vezes quantas forem necessárias para sua quitação. em favor do COMPRADOR, ao VENDEDOR caberá o faturamento da RECEITA DE VENDA conforme disposto na cláusula 6ª e ajustes mensais apurados pela CCEE. 8.1.2 Ao COMPRADOR caberá a emissão de Nota de Débito, contra o

Não aceita




VENDEDOR, relacionada aos acertos financeiros apurados pela CCEE e decorrentes do CONTRATO que geram crédito ao COMPRADOR. 8.1.3 Caso o resultado líquido do valor monetário a ser faturado pelo VENDEDOR corresponda a um crédito a favor do COMPRADOR, o faturamento da(s) USINA(S) deverá ser igual a zero e o saldo remanescente deverá ser faturado pelo COMPRADOR, no próprio mês de referência, através da emissão de DOCUMENTO DE COBRANÇA. 8.1.2.4. Na Em qualquer das hipóteses previstas nesta Subcláusula 8.1.1 o faturamento do VENDEDOR ao COMPRADOR deverá observar a legislação tributária atinente à espécie. 8.1.3. O saldo remanescente de que trata a subcláusula 8.1.1 será atualizado mensalmente pelo IPCA. 8.1.4. Quando de resolução do CONTRATO ou do término do PERÍODO DE SUPRIMENTO, na hipótese de existir saldo remanescente a favor do COMPRADOR, conforme disposto na Subcláusula 8.1.1, o COMPRADOR efetuará a cobrança do valor apurado em face do VENDEDOR. Justificativa Atualmente há 02 problemas relacionados ao faturamento dos contratos por disponibilidade: (i) fiscal - referente à dedução do crédito do comprador da receita de venda. A existência de crédito do comprador em virtude da apuração de ressarcimentos não deve anular ou reduzir a receita de venda a ser faturada pelo vendedor, pois a base de cálculo para apuração de imposto é a receita de venda e não o líquido entre a receita de venda e os ressarcimentos.



(ii) operacional - referente a padronização do processo de faturamento e pagamento entre geradores e distribuidores. Com o aumento do número e valores de ressarcimentos apurados pela CCEE, a compensação bilateral ficou confusa pois cada gerador passou a faturar da sua forma e entendimento. O processo de controle e conferência de notas fiscais de disponibilidade ficou complexo, visto que os vendedores faturam energia, ressarcimento, multas, ajustes e correção por IPCA em uma única rubrica na Nota Fiscal, ocasionando assim dificuldade no controle e baixa do contas a receber do ressarcimento, registro da despesa de compra de energia, demonstrações para SAMP, memória de energia e apresentação a auditoria. Enfim, há impacto no âmbito fiscal, contábil e regulatório visto que o registro do Ressarcimento ocorre em uma conta do ativo. Desta forma, propomos que seja padronizado o faturamento dos contratos. As geradoras faturariam a receita de venda (receita fixa + receita variável) e as distribuidoras emitiriam nota de débito contra as geradoras no valor dos ressarcimentos para apenas fazer a compensação no momento do pagamento. A CCEE deverá divulgar a receita de venda, os valores a faturar pelos geradores e as compensações para as distribuidoras emitir nota de débito. É necessário, portanto, que os geradores e distribuidores padronizem o faturamento dos contratos, logo, é essencial que as regras estejam nos CCEARs. Para evitar o carregamento de créditos pelos compradores, causando impactos nos seus caixas, propomos que por ocasião da consolidação dos valores monetários a serem faturados mensalmente pelo vendedor, eventuais débitos deste sejam



faturados imediatamente pelo comprador, através da emissão de DOCUMENTOS DE COBRANÇA no próprio mês, ou, de comum acordo entre as partes, em meses subsequentes. O tratamento sugerido está aderente ao disposto na cláusula 8.8.2 deste mesmo contrato. “8.8.2. Os ajustes de que trata a subcláusula 8.8.1 ensejarão a emissão do competente DOCUMENTO DE COBRANÇA, que deverá identificar o mês de competência do suprimento, cuja compensação poderá se dar no próprio mês, ou, de comum acordo entre as PARTES, em DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA subsequente(s).”


8.5. As PARTES concordam que, na hipótese de o VENDEDOR ficar inadimplente na liquidação financeira do MERCADO DE CURTO PRAZO, sendo essa inadimplência decorrente deste CONTRATO, os recursos financeiros associados ao faturamento bilateral estabelecido na subcláusula 8.3 serão utilizados para abater os valores inadimplidos pelo VENDEDOR junto ao MERCADO DE CURTO PRAZO, conforme regulamentação específica. 8.5.1. Enquanto perdurar a situação de inadimplência do VENDEDOR na liquidação financeira do MERCADO DE CURTO PRAZO, todo faturamento, realizado nos termos da subcláusula 8.3, deverá ser feito de modo que os recursos financeiros associados a esse faturamento bilateral sejam transferidos para a conta corrente do VENDEDOR junto ao AGENTE DE LIQUIDAÇÃO. Justificativa Entendemos que pagamentos contratuais bilaterais não deverão ser utilizados para

Não aceita




sanar inadimplências na liquidação do Mercado de Curto Prazo. Tal procedimento implica em alterações das Regras de Comercialização ainda não contempladas no último processo de Audiência Pública para análise das citadas regras.



Onde: RF: valor da RECEITA FIXA vigente na data de resolução, expresso em R$/ano, nos termos da Cláusula 7ª; VECR: volume de ENERGIA CONTRATADA, expresso em MWh, remanescente entre a data de resolução e a data de término do PERÍODO DE SUPRIMENTO; VEC: volume de ENERGIA CONTRATADA, expresso em MWh, relativo ao ano da resolução do CONTRATO; e min: é a função mínimo que calcula o menor dentre dois valores. Justificativa Não consideramos prudente redução da multa por resolução do contrato, frente ao montante que vinha sendo adotado nos certames anteriores. Sugerimos, adicionalmente, padronizar as fórmulas de cálculo das multas em todos os CCEARs no sentido de facilitar a internalização desta para todos os agentes e evitar interpretações divergentes das mesmas.

Parcialmente aceita






Parcialmente aceita


113. Neoenergia CCEAR – Eólica

CLÁUSULA – DOS MONTANTES CONTRATADOS 4.1.2 A POTÊNCIA ASSOCIADA será igual a 0% (zero por cento) da energia contratada, não sendo a potência gerada considerada um recurso do vendedor. à disponibilidade média mensal declarada pelo agente vendedor, considerando a proporção da energia contratada em relação à garantia física da usina. Justificativa Consideramos esta cláusula inadequada, pois, como as Distribuidoras têm por obrigação, nos termos do Decreto 5.163/2004, garantir o atendimento a 100% de seus mercados de energia e potência por intermédio de contratos registrados na CCEE e que, até o momento, só o podem fazer por meio de leilões regulados, todos os contratos firmados nestes leilões (incluindo os contratos de disponibilidade) deveriam considerar como potência associada à disponibilidade máxima contratual da usina. Inclusive ao longo do tempo houveram alterações que prejudicaram o lastro da distribuidora, pois em leilões anteriores o valor da potência associada já foi de 1,5 vezes a energia contratada. Como por exemplo, o 12° LEN (2011): “4.1.2. Os montantes de POTÊNCIA ASSOCIADA, que correspondem a 1,5 vezes o

Não aceita




valor da ENERGIA CONTRATADA, serão considerados como recurso do COMPRADOR e requisito do VENDEDOR no processo de apuração de insuficiência de lastro de POTÊNCIA, nos termos das REGRAS DE COMERCIALIZAÇÃO.” Entendemos que no caso de usinas Eólicas, o valor adequado para a potência associada deve ser igual a disponibilidade média mensal declarada pelo agente vendedor.


9.1. Na definição dos valores monetários a serem faturados mensalmente pelo VENDEDOR, serão considerados, de forma conjunta, os valores associados: (i) à RECEITA DE VENDA; (ii) ao ressarcimento estabelecido na Cláusula 8ª; (iii) à multa estabelecida na subcláusula 5.6.4; e (iv) às demais disposições do CONTRATO que envolvam acerto financeiro. 9.1.1. Caso o total dos acertos financeiros de que tratam as Subcláusulas 9.1.(ii) e 9.1.(iii) resulte em valor superior ao valor de que trata a Subcláusula 9.1.(i), o pagamento do COMPRADOR ao VENDEDOR no mês correspondente deverá ser em valor igual a zero e o saldo remanescente deverá ser considerado no(s) faturamento(s) posterior(es) em tantas vezes quantas forem necessárias para sua quitação. em favor do COMPRADOR, ao VENDEDOR caberá o faturamento da RECEITA DE VENDA conforme disposto na cláusula 6ª e ajustes mensais apurados pela CCEE. 9.1.2 Ao COMPRADOR caberá a emissão de Nota de Débito, contra o VENDEDOR, relacionada aos acertos financeiros apurados pela CCEE e decorrentes do CONTRATO que geram crédito ao COMPRADOR. 9.1.3 Caso o resultado líquido do valor monetário a ser faturado pelo VENDEDOR corresponda a um crédito a favor do COMPRADOR, o faturamento da(s) USINA(S) deverá ser igual a zero e o saldo remanescente deverá ser faturado pelo COMPRADOR, no próprio mês de referência, através da emissão de DOCUMENTO DE COBRANÇA. 9.1.2.4. Na Em qualquer Na hipótese prevista na Subcláusula 9.1.1 o faturamento do VENDEDOR ao COMPRADOR deverá observar a legislação tributária atinente à espécie.

Não aceita




9.1.3. O saldo remanescente de que trata a subcláusula 9.1.1 será atualizado mensalmente pelo IPCA. 9.1.4. Na hipótese de existência de crédito remanescente a favor do COMPRADOR, conforme disposto na subcláusula 9.1.1, quando da resolução do CONTRATO ou do término do PERÍODO DE SUPRIMENTO, o COMPRADOR deverá efetuar a cobrança dos valores apurados em face do VENDEDOR. Justificativa Atualmente há 02 problemas relacionados ao faturamento dos contratos por disponibilidade: (i) fiscal - referente à dedução do crédito do comprador da receita de venda. A existência de crédito do comprador em virtude da apuração de ressarcimentos não deve anular ou reduzir a receita de venda a ser faturada pelo vendedor, pois a base de cálculo para apuração de imposto é a receita de venda e não o líquido entre a receita de venda e os ressarcimentos. (ii) operacional - referente a padronização do processo de faturamento e pagamento entre geradores e distribuidores. Com o aumento do número e valores de ressarcimentos apurados pela CCEE, a compensação bilateral ficou confusa pois cada gerador passou a faturar da sua forma e entendimento. O processo de controle e conferência de notas fiscais de disponibilidade ficou complexo, visto que os vendedores faturam energia, ressarcimento, multas, ajustes e correção por IPCA em uma única rubrica na Nota Fiscal, ocasionando assim dificuldade no controle e baixa do contas a receber do ressarcimento, registro da despesa de compra de energia, demonstrações para SAMP, memória de energia e apresentação a



auditoria. Enfim, há impacto no âmbito fiscal, contábil e regulatório visto que o registro do Ressarcimento ocorre em uma conta do ativo. Desta forma, propomos que seja padronizado o faturamento dos contratos. As geradoras faturariam a receita de venda (receita fixa + receita variável) e as distribuidoras emitiriam nota de débito contra as geradoras no valor dos ressarcimentos para apenas fazer a compensação no momento do pagamento. A CCEE deverá divulgar a receita de venda, os valores a faturar pelos geradores e as compensações para as distribuidoras emitir nota de débito. É necessário, portanto, que os geradores e distribuidores padronizem o faturamento dos contratos, logo, é essencial que as regras estejam nos CCEARs. Para evitar o carregamento de créditos pelos compradores, causando impactos nos seus caixas, propomos que por ocasião da consolidação dos valores monetários a serem faturados mensalmente pelo vendedor, eventuais débitos deste sejam faturados imediatamente pelo comprador, através da emissão de DOCUMENTOS DE COBRANÇA no próprio mês, ou, de comum acordo entre as partes, em meses subsequentes. O tratamento sugerido está aderente ao disposto na cláusula 8.8.2 deste mesmo contrato. “8.8.2. Os ajustes de que trata a subcláusula 8.8.1 ensejarão a emissão do competente DOCUMENTO DE COBRANÇA, que deverá identificar o mês de competência do suprimento, cuja compensação poderá se dar no próprio mês, ou, de comum acordo entre as PARTES, em DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA subsequente(s).”


9.5. As PARTES concordam que, na hipótese de o VENDEDOR ficar inadimplente na liquidação financeira do MERCADO DE CURTO PRAZO, sendo essa inadimplência decorrente deste CONTRATO, os recursos financeiros associados ao faturamento bilateral estabelecido na subcláusula 9.3 serão utilizados para abater os valores

Não aceita




inadimplidos pelo VENDEDOR junto ao MERCADO DE CURTO PRAZO, conforme regulamentação específica. 9.5.1. Enquanto perdurar a situação de inadimplência do VENDEDOR na liquidação financeira do MERCADO DE CURTO PRAZO, todo faturamento, realizado nos termos da subcláusula 9.3, deverá ser feito de modo que os recursos financeiros associados a esse faturamento bilateral sejam transferidos para a conta corrente do VENDEDOR junto ao AGENTE DE LIQUIDAÇÃO. Justificativa Entendemos que pagamentos contratuais bilaterais não deverão ser utilizados para sanar inadimplências na liquidação do Mercado de Curto Prazo. Tal procedimento implica em alterações das Regras de Comercialização ainda não contempladas no último processo de Audiência Pública para análise das citadas regras.



Onde: RF: valor da RECEITA FIXA vigente na data de resolução, expresso em R$/ano, nos termos da Cláusula 7ª; VECR: volume de ENERGIA CONTRATADA, expresso em MWh, remanescente entre a data de resolução e a data de término do PERÍODO DE SUPRIMENTO; VEC: volume de ENERGIA CONTRATADA, expresso em MWh, relativo ao ano da resolução do CONTRATO; e

Parcialmente aceita




min: é a função mínimo que calcula o menor dentre dois valores. Justificativa Não consideramos prudente redução da multa por resolução do contrato, frente ao montante que vinha sendo adotado nos certames anteriores. Sugerimos, adicionalmente, padronizar as fórmulas de cálculo das multas em todos os CCEARs no sentido de facilitar a internalização desta para todos os agentes e evitar interpretações divergentes das mesmas.



Parcialmente aceita


118. ABRADEE CCEAR-TODOS

1.2. São partes integrantes do CONTRATO: a) ANEXO I – PARÂMETROS DA CONTRATAÇÃO; b) ANEXO II – DEFINIÇÕES; c) ANEXO III – CONTRATO DE CONSTITUIÇÃO DE GARANTIA VIA VINCULAÇÃO DE RECEITAS; d) ANEXO IV – CONTRATO DE CONCESSÃO e/ou ATO AUTORIZATIVO, e seus aditivos, que fica incorporado ao CONTRATO por referência, como se nele estivesse transcrito. e) ANEXO V - CONTRATO DE CESSÃO DE DIREITOS CREDITÓRIOS DE CDB. Justificativa Não concordamos com a eliminação das demais modalidades de garantias

Não aceita




financeiras (FIANÇA BANCÁRIA e CESSÃO DE CDB) tradicionalmente disponíveis para os compradores da energia nos contratos dos certames anteriores. Os argumentos de que a modalidade Via Vinculação de Receitas impõe maior robustez e da pouca utilização das demais nos leilões anteriores, mencionados ANEEL na Nota Técnica nº 24/2013–SEM/ANEEL, não são justificativas concretas para eliminar essas opções. A própria ANEEL através do inciso XIII do Art. 5º da Resolução Normativa nº 63, de 12 de maio de 2004, já estabelece penalidade para descumprimento do aporte de garantias. RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 63, DE 12 DE MAIO DE 2004 Art. 5º Constitui infração, sujeita à imposição da penalidade de multa do Grupo II: ............................ XIII - deixar de apresentar o agente as garantias financeiras exigidas para as transações de compra e venda de energia, na forma, condições, limites e prazos previstos em regulamentação específica; A eliminação das citadas modalidades pode imputar às distribuidoras dificuldades no gerenciamento dos respectivos recebíveis.


3.1. A vigência do CONTRATO terá início na presente data, encerrando-se no dia 31 de dezembro de 2037, observando o disposto na subclásula 3.6, sendo sua eficácia condicionada à celebração do correspondente CCG CONTRATO DE CONSTITUIÇÃO DE GARANTIA. Justificativa Não concordamos com a eliminação das demais modalidades de garantias financeiras (FIANÇA BANCÁRIA e CESSÃO DE CDB) tradicionalmente disponíveis para os compradores da energia nos contratos dos certames anteriores. Os argumentos de que a modalidade Via Vinculação de Receitas impõe maior robustez e da pouca utilização das demais nos leilões anteriores, mencionados ANEEL na Nota Técnica nº 24/2013–SEM/ANEEL, não são justificativas concretas para eliminar essas opções.

Não aceita




A própria ANEEL através do inciso XIII do Art. 5º da Resolução Normativa nº 63, de 12 de maio de 2004, já estabelece penalidade para descumprimento do aporte de garantias. RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 63, DE 12 DE MAIO DE 2004 Art. 5º Constitui infração, sujeita à imposição da penalidade de multa do Grupo II: ............................ XIII - deixar de apresentar o agente as garantias financeiras exigidas para as transações de compra e venda de energia, na forma, condições, limites e prazos previstos em regulamentação específica; A eliminação das citadas modalidades pode imputar às distribuidoras dificuldades no gerenciamento dos respectivos recebíveis


Inclusão: CLÁUSULA XX – DAS GARANTIAS FINANCEIRAS xx.1. As PARTES devem celebrar um instrumento jurídico-financeiro como garantia do fiel cumprimento das obrigações do CONTRATO, observados os prazos constantes do EDITAL, dentre as quais: (i) FIANÇA BANCÁRIA; (ii) CCG, conforme modelo constante do ANEXO III; ou (iii) CESSÃO DE CDB, conforme modelo constante do ANEXO XX. xx.2. No prazo de até três dias corridos a contar da assinatura deste CONTRATO, caso não seja possível às PARTES acordarem qualquer das garantias mencionadas na subcláusula XX.1, o COMPRADOR deverá oferecer garantias provisórias no valor correspondente, que vigorarão pelo prazo máximo de sessenta dias corridos, constituídas de: (i) moeda corrente nacional; (ii) títulos públicos devidamente aprovados pelo VENDEDOR; (iii) cartas de fianças ou cartas de créditos emitidas por instituições com sede no país ou no exterior, devidamente aprovadas pelo VENDEDOR; e (iv) outra forma aceita pelo VENDEDOR. xx.3. No prazo de vigência das garantias provisórias previstas na subcláusula XX.2, as PARTES ficarão obrigadas a acordar um instrumento jurídico-financeiro de garantia dentre aqueles listados na subcláusula XX.1. Não o fazendo, o CONTRATO será considerado resolvido, sem prejuízo dos direitos e obrigações

Não aceita




dele decorrentes durante o período de sua vigência. XX.4. O COMPRADOR poderá substituir, a qualquer momento, desde que em comum acordo com o VENDEDOR, as garantias concedidas, respeitando as opções listadas na subcláusula XX.1 e informando previamente a CCEE sobre essa alteração. XX.5. Nos casos onde a GARANTIA FINANCEIRA acordada entre as PARTES for a FIANÇA BANCÁRIA ou a CESSÃO DE CDB, o valor a ser colocado à disposição do VENDEDOR para realização de seu crédito, quando da ocorrência de inadimplência no pagamento de qualquer valor devido pelo COMPRADOR, deverá ser igual a 1,2 vezes o valor do DOCUMENTO DE COBRANÇA mensal, observada a forma de atualização monetária nos termos do CONTRATO. Justificativa

121. ABRADEE CCEAR-Quantidade

7.5. As PARTES concordam que, na hipótese de o VENDEDOR ficar inadimplente na liquidação financeira do MERCADO DE CURTO PRAZO, sendo essa inadimplência decorrente deste CONTRATO, os recursos financeiros associados ao faturamento bilateral estabelecido na subcláusula 7.3 poderão ser utilizados para abater os valores inadimplidos pelo VENDEDOR junto ao MERCADO DE CURTO PRAZO, conforme regulamentação específica. 7.5.1. Enquanto perdurar a situação de inadimplência do VENDEDOR na liquidação financeira do MERCADO DE CURTO PRAZO, todo faturamento, realizado nos termos da subcláusula 7.3, deverá ser feito de modo que os recursos financeiros associados a esse faturamento bilateral sejam transferidos para a conta corrente do VENDEDOR junto ao AGENTE DE LIQUIDAÇÃO. Justificativa Entendemos que pagamentos contratuais bilaterais não deverão ser utilizados para sanar inadimplências na liquidação do Mercado de Curto Prazo. Tal procedimento implica em alterações das Regras de Comercialização ainda não contempladas no último processo de Audiência Pública para análise das citadas regras.

Não aceita






Multa = 30 % x PV x VECR Onde: PV - PREÇO DE VENDA da(s) USINA(S), em R$/MWh, vigente na data de resolução do RATO, nos termos da Cláusula 6ª; VECR: volume de ENERGIA(S) CONTRATADA(S) da(s) USINA(S), remanescente entre a data de resolução e a data de término do PERÍODO DE SUPRIMENTO, expresso MWh; VEC: volume de ENERGIA(S) CONTRATADA(S), expresso em MWh; relativo ao ano da resolução do CONTRATO; e min: é a função mínimo que calcula o menor dentre dois valores. Justificativa Não consideramos prudente redução da multa por resolução do contrato, frente ao montante que vinha sendo adotado nos certames anteriores. Sugerimos, adicionalmente, padronizar as fórmulas de cálculo das multas em todos os CCEARs no sentido de facilitar a internalização desta para todos os agentes e evitar interpretações divergentes das mesmas.

Parcialmente aceita



10.4. A responsabilidade de cada uma das PARTES no âmbito deste CONTRATO referente ao pagamento de quaisquer ônus decorrentes de tal resolução, conforme estabelece a subcláusula 9.3, adicional a penalidade de multa por rescisão, estabelecida na subcláusula 10.1, estará, em qualquer hipótese, limitada aos montantes de danos que der causa. Justificativa A alteração proposta visa esclarecer que a multa rescisória é realmente devida pelo vendedor, em

Parcialmente aceita




caso de resolução do contrato, independente dos danos a que ele der causa.

124. ABRADEE CCEAR-Gás e Biomassa c/CVU



Aceita


4.2. Os montantes de ENERGIA CONTRATADA, POTÊNCIA ASSOCIADA e INFLEXIBILIDADE CONTRATUAL, definidos na tabela da subcláusula 4.1, poderão ser reduzidos, de comum acordo entre as PARTES, ou de ofício, pela ANEEL, em caso de redução por ato regulatório da GARANTIA FÍSICA da USINA. ..... 4.2.2. As reduções previstas na subcláusula 4.2 serão tratadas da seguinte forma perante a ANEEL: (i) como exposição voluntária do COMPRADOR quando forem resultantes de comum acordo entre as PARTES; e (ii) como exposição lnvoluntária quando decorrentes de atos do Poder Concedente ou da ANEEL.

Não aceita

A redução, de comum acordo, dos montantes contratados já tem Normativo disciplinando (Resolução Normativa n° 508, de 4 de setembro de 2012), não merecendo ser explicitada no CCEAR, sob o prejuízo de divergir com o Normativo vigente. A eventual redução da garantia



Justificativa Para que os agentes de distribuição efetuem a gestão dos volumes de energia e potência contratados, conforme determina o art. 2º do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, é indispensável que uma redução nos montantes de ENERGIA e POTÊNCIA CONTRATADAS determinada pelo Poder Concedente, sejam tratados como exposição involuntária. “ Art. 2º Na comercialização de energia elétrica de que trata este Decreto deverão ser obedecidas, dentre outras, as seguintes condições: II - os agentes de distribuição deverão garantir, a partir de 1º de janeiro de 2005, o atendimento a cem por cento de seus mercados de energia e potência por intermédio de contratos registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE e, quando for o caso, aprovados, homologados ou registrados pela ANEEL; e..............”

física em decorrência de atos do Poder Concedente (MME) não necessita ser explicitada no CCEAR, pois na hipótese dessa redução, o próprio ato do Poder Concedente ou ato regulamentar posterior da ANEEL, deverá estabelecer as consequências para os contratos regulados. Ademais, a consideração quanto a eventual exposição involuntária já está prevista em regulamentação vigente – REN 453/2011. Ressalta-se que isso não se aplica para os processos de revisão ordinária de garantia física, para os quais não pode haver repactuação dos montantes contratados.

126. ABRADEE CCEAR- Biomassa c/CVU

8.13. Caso venha a ocorrer a extinção de algum dos índices de reajuste dos combustíveis estabelecidos nesta Cláusula, adotar-se-á outro índice oficial que venha a substituí-lo, conforme determinação do Poder Concedente. Justificativa Entendemos que todos os reajustes estão se dando pelo IPCA, portanto a permanência desta subcláusula poderá gerar confusão.

Não aceita



11.5. As PARTES concordam que, na hipótese de o VENDEDOR ficar inadimplente na liquidação financeira do MERCADO DE CURTO PRAZO, sendo essa inadimplência decorrente deste CONTRATO, os recursos financeiros associados ao faturamento bilateral estabelecido na subcláusula 10.3 serão utilizados para abater os valores inadimplidos pelo VENDEDOR junto ao MERCADO DE CURTO PRAZO, conforme regulamentação específica. 11.5.1. Enquanto perdurar a situação de inadimplência do VENDEDOR na

Não aceita




liquidação financeira do MERCADO DE CURTO PRAZO, todo faturamento, realizado nos termos da subcláusula 11.3, deverá ser feito de modo que os recursos financeiros associados a esse faturamento bilateral sejam transferidos para a conta corrente do VENDEDOR junto ao AGENTE DE LIQUIDAÇÃO. Justificativa Entendemos que pagamentos contratuais bilaterais não deverão ser utilizados para sanar inadimplências na liquidação do Mercado de Curto Prazo. Tal procedimento implica em alterações das Regras de Comercialização ainda não contempladas no último processo de Audiência Pública para análise das citadas regras.



Onde: RF: valor da RECEITA FIXA vigente na data de resolução, expresso em R$/ano, nos termos da Cláusula 8ª; VECR: volume de ENERGIA CONTRATADA, expresso em MWh, remanescente entre a data de resolução e a data de término do PERÍODO DE SUPRIMENTO; VEC: volume de ENERGIA CONTRATADA, expresso em MWh, relativo ao ano da resolução do CONTRATO; e min: é a função mínimo que calcula o menor dentre dois valores. Justificativa Não consideramos prudente redução da multa por resolução do contrato, frente ao montante que vinha sendo adotado nos certames anteriores. Sugerimos, adicionalmente, padronizar as fórmulas de cálculo das multas em todos os CCEARs no sentido de facilitar a internalização desta para todos os agentes e

Parcialmente aceita




evitar interpretações divergentes das mesmas.



Parcialmente aceita


130. ABRADEE CCEAR- Biomassa s/CVU


Aceita


4.1. Para fins de aplicação das disposições previstas no CONTRATO, os montantes especificados na tabela seguinte, referenciados ao CENTRO DE GRAVIDADE do SUBMERCADO da USINA, representam os valores de ENERGIA CONTRATADA e POTÊNCIA ASSOCIADA: Tabela 01 – USINA SUBMERCADO: ENERGIA CONTRATADA e POTÊNCIA ASSOCIADA

Aceita





4.2. Os montantes de ENERGIA CONTRATADA, POTÊNCIA ASSOCIADA e INFLEXIBILIDADE CONTRATUAL, definidos na tabela da subcláusula 4.1, poderão ser reduzidos, de comum acordo entre as PARTES, ou de ofício, pela ANEEL, em caso de redução por ato regulatório da GARANTIA FÍSICA da USINA. ..... 4.2.2. As reduções previstas na subcláusula 4.2 serão tratadas da seguinte forma perante a ANEEL: (i) como exposição voluntária do COMPRADOR quando forem resultantes de comum acordo entre as PARTES; e (ii) como exposição lnvoluntária quando decorrentes de atos do Poder Concedente ou da ANEEL. Justificativa Para que os agentes de distribuição efetuem a gestão dos volumes de energia e potência contratados, conforme determina o art. 2º do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, é indispensável que uma redução nos montantes de ENERGIA e POTÊNCIA CONTRATADAS determinada pelo Poder Concedente, sejam tratados como exposição involuntária. “ Art. 2º Na comercialização de energia elétrica de que trata este Decreto deverão ser obedecidas, dentre outras, as seguintes condições: II - os agentes de distribuição deverão garantir, a partir de 1º de janeiro de 2005, o atendimento a cem por cento de seus mercados de energia e potência por

Não aceita

A redução, de comum acordo, dos montantes contratados já tem Normativo disciplinando (Resolução Normativa n° 508, de 4 de setembro de 2012), não merecendo ser explicitada no CCEAR, sob o prejuízo de divergir com o Normativo vigente. A eventual redução da garantia física em decorrência de atos do Poder Concedente (MME) não necessita ser explicitada no CCEAR, pois na hipótese dessa redução, o próprio ato do Poder Concedente ou ato regulamentar posterior da ANEEL, deverá estabelecer as consequências para os contratos regulados. Ademais, a consideração quanto a eventual



intermédio de contratos registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE e, quando for o caso, aprovados, homologados ou registrados pela ANEEL; e..............”

exposição involuntária já está prevista em regulamentação vigente – REN 453/2011. Ressalta-se que isso não se aplica para os processos de revisão ordinária de garantia física, para os quais não pode haver repactuação dos montantes contratados.



Não aceita




Onde:

Parcialmente aceita




RF: valor da RECEITA FIXA vigente na data de resolução, expresso em R$/ano, nos termos da Cláusula 7ª; VECR: volume de ENERGIA CONTRATADA, expresso em MWh, remanescente entre a data de resolução e a data de término do PERÍODO DE SUPRIMENTO; VEC: volume de ENERGIA CONTRATADA, expresso em MWh, relativo ao ano da resolução do CONTRATO; e min: é a função mínimo que calcula o menor dentre dois valores. Justificativa Não consideramos prudente redução da multa por resolução do contrato, frente ao montante que vinha sendo adotado nos certames anteriores. Sugerimos, adicionalmente, padronizar as fórmulas de cálculo das multas em todos os CCEARs no sentido de facilitar a internalização desta para todos os agentes e evitar interpretações divergentes das mesmas.



Parcialmente aceita


136. ABRADEE CCEAR- Eólica

CLÁUSULA – DOS MONTANTES CONTRATADOS 4.1.2 A POTÊNCIA ASSOCIADA será igual a 0% (zero por cento) da energia contratada, não sendo a potência gerada considerada um recurso do vendedor. à disponibilidade média mensal declarada pelo agente vendedor, considerando a proporção da energia contratada em relação à garantia física da usina. Justificativa Consideramos esta cláusula inadequada, pois, como as Distribuidoras têm por obrigação, nos termos do Decreto 5.163/2004, garantir o atendimento a 100% de seus mercados de energia e potência por intermédio de contratos registrados na CCEE e que, até o momento, só o podem fazer

Não aceita




por meio de leilões regulados, todos os contratos firmados nestes leilões (incluindo os contratos de disponibilidade) deveriam considerar, como potência associada, a disponibilidade máxima contratual da usina. Inclusive ao longo do tempo houve alterações que prejudicaram o lastro da distribuidora, pois em leilões anteriores o valor da potência associada já foi de 1,5 vezes a energia contratada. Como por exemplo, o 12° LEN (2011): “4.1.2. Os montantes de POTÊNCIA ASSOCIADA, que correspondem a 1,5 vezes o valor da ENERGIA CONTRATADA, serão considerados como recurso do COMPRADOR e requisito do VENDEDOR no processo de apuração de insuficiência de lastro de POTÊNCIA, nos termos das REGRAS DE COMERCIALIZAÇÃO.” Entendemos que no caso de usinas Eólicas, o valor adequado para a potência associada deve ser igual a disponibilidade média mensal declarada pelo agente vendedor.



Não aceita




Onde:

Parcialmente aceita




RF: valor da RECEITA FIXA vigente na data de resolução, expresso em R$/ano, nos termos da Cláusula 7ª; VECR: volume de ENERGIA CONTRATADA, expresso em MWh, remanescente entre a data de resolução e a data de término do PERÍODO DE SUPRIMENTO; VEC: volume de ENERGIA CONTRATADA, expresso em MWh, relativo ao ano da resolução do CONTRATO; e min: é a função mínimo que calcula o menor dentre dois valores. Justificativa Não consideramos prudente redução da multa por resolução do contrato, frente ao montante que vinha sendo adotado nos certames anteriores. Sugerimos, adicionalmente, padronizar as fórmulas de cálculo das multas em todos os CCEARs no sentido de facilitar a internalização desta para todos os agentes e evitar interpretações divergentes das mesmas.



Parcialmente aceita


140. Botl Energias S.A. CCEAR - Gás

Inserir: Cláusula xx. No primeiro ano de suprimento do Contrato, o VENDEDOR poderá declarar período de até 90 dias de indisponibilidade programada, desde que relacionada ao fechamento do ciclo da usina termelétrica a gás natural. Subcláusula xx. A Disponibilidade Máxima Contratual e a obrigação de entrega de energia no período do fechamento do ciclo serão iguais a zero, sendo mantidos os montantes contratados constantes na Cláusula 4ª, a Receita Fixa do Vendedor e o lastro da usina para a venda de energia (garantia física).

Não aceita

Cabe ao agente vendedor precificar adequadamente a necessidade de parada para fechamento do ciclo considerando as disposições contratuais. Não há previsão nas diretrizes e tampouco a sistemática poderia capturar a proposta no cálculo do ICB.



Subcláusula xx. Sem prejuízo da metodologia de cálculo da entrega de energia dos três primeiros anos contratuais, nos termos da Cláusula 6.4. e seguintes, a Disponibilidade Máxima Contratual do período não abarcado na indisponibilidade programada de que trata do caput da presente Cláusula será dado por: DISPmax = Pot x FCmax x (1-TEIF) x (1-IPrest) x P_Compcm. IPrest = ((IP x NdiasCCEAR) – IP1ano)/(NdiasCCEAR – IP1ano), sendo: Pot = POTÊNCIA INSTALADA da USINA, conforme descrito no Anexo I do CONTRATO; FCmáx = Fator de Capacidade Máxima, conforme valor declarado pelo VENDEDOR para o cálculo da GARANTIA FÍSICA, conforme descrito no Anexo I do CONTRATO; TEIF = Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada, conforme valor declarado pelo VENDEDOR para o cálculo da GARANTIA FÍSICA, conforme descrito no Anexo I do CONTRATO; IPrest = INDISPONIBILIDADE PROGRAMADA do restante do contrato. IP = INDISPONIBILIDADE PROGRAMADA declarada à EPE no processo de habilitação técnica para participação no Leilão. P_Comprcm = PERCENTUAL DE COMPROMETIMENTO do CONTRATO, conforme descrito no Anexo I do CONTRATO IP1ano = Número de dias utilizado pelo empreendedor para o fechamento de ciclo



limitado a 90 dias. NdiasCCEAR = Número de dias total do CCEAR. Justificativa A inclusão de termelétricas a gás natural em ciclo combinado no Leilão A-3/2015, nos termos da Portaria MME 672/2014, requer que o Edital de Leilão e minuta de CCEARs reflitam as condições necessárias para a efetiva participação dessas usinas no Leilão. Nesse contexto, é importante apontar que a minuta de CCEAR por disponibilidade (gás natural) submetida à Audiência Pública traz um risco relevante no primeiro ano contratual para as usinas termelétricas a gás natural em ciclo combinado, conforme resumido abaixo. No desenvolvimento e construção de usinas térmicas a gás natural em ciclo combinado, presume-se que a operação comercial da (s) unidade (s) geradora (s) a gás natural ocorrerá em momento anterior à operação comercial da (s) unidade (s) geradora (s) a vapor. Cientes de tal característica das usinas a gás em ciclo combinado, as diretrizes do MME prevê a possibilidade de escalonamento da entrega de energia. No entanto, entre a operação da usina em ciclo aberto e a operação em ciclo combinado, há necessidade de um período de até 90 (noventa) dias de parada programada, o que ocorrerá no primeiro ano de suprimento do contrato, conforme determinam as diretrizes do MME. Atualmente a minuta de Edital não contempla mecanismo adequado para a mitigação do risco do gerador de exposição ao mercado de curto prazo ou a multas



contratuais (ressarcimentos) durante essa parada. Há o mecanismo constante na Cláusula 6.4. de mitigação da exposição nos 3 (três) primeiros anos, bem como a possibilidade de declaração das paradas programadas ao ONS até o dia 15 de dezembro de cada ano. No entanto, tal mecanismo não é suficiente para o adequado tratamento da parada programada de até 90 (noventa) dias para o fechamento do ciclo. Nesse contexto, um mecanismo para que o Vendedor não fique exposto ao mercado de curto prazo seria a possibilidade de modulação da taxa de IP declarada à EPE, a fim de que seja possível a parada programada de 90 (noventa) dias no primeiro ano de suprimento do contrato sem riscos financeiros demasiados ao gerador. O mecanismo teria as seguintes características:

(i) o vendedor poderia declarar a parada programada nos 90 (noventa) dias do fechamento do ciclo, sem ter qualquer exposição ao mercado de curto prazo ou qualquer penalidade por não entrega da energia nesse período;

(ii) a obrigação de entrega de energia durante o período de fechamento de ciclo seria igual a zero;

(iii) os montantes contratuais, a receita fixa e o lastro para a venda de energia (a garantia física) durante a parada programada de 90 dias não seriam alterados;

(iv) em compensação, nos meses contratuais não afetados pelo fechamento do ciclo (nos 237 meses restantes), os índices de IP seriam menores, (IPrest = ((IP x 7300) – 90)/7210), e, portanto, a obrigação de entrega de energia seria maior do que se aplicado o IP declarado no Leilão.



Vale destacar que o mecanismo proposto não modifica o cálculo da garantia física, do ICB e certamente refletir-se-á em diminuição do preço de venda do Leilão e, consequentemente, em modicidade tarifária aos consumidores, tendo em vista que mitiga os riscos do gerador termelétrico durante o primeiro ano de suprimento contratual.

141. Abeeólica. CCEAR - Eólica

4.1. Para fins de aplicação das disposições previstas no CONTRATO, os montantes especificados na(s) tabela(s) seguinte(s), referenciados ao CENTRO DE GRAVIDADE do SUBMERCADO da(s) USINA(S), representam os valores de ENERGIA(S) CONTRATADA(S) e POTÊNCIA(S) ASSOCIADA(S): Justificativa Correção de texto. A tabela citada somente tem a apresentação de valores de Energia Contratada

Aceita


5.6.1. O início das medições e da transmissão de que trata esta subcláusula deverá ocorrer, no máximo, em 180 (cento e oitenta) dias contados a partir do início da vigência do CONTRATO até o dia da entrada em operação comercial do empreendimento eólico, em sua totalidade. Justificativa A ABEEólica entende que o prazo de 180 (cento e oitenta) dias contados a partir do início da vigência do contrato é um prazo que tem dificuldades em ser cumprido. Há algumas razões que demonstram a dificuldade de atendimento do um prazo, entendido como razoavelmente curto: 1. Alimentação da torre anemométrica: Devido o elevado consumo de energia

para o envio de dados online, o sistema usual de alimentação das torres anemométricas, realizado por baterias, se torna ineficaz, descartável e oneroso, haja vista que, após o comissionamento da usina, a alimentação necessária se dará através da rede proveniente do aerogerador mais próximo.

2. Alteração de Características Técnicas: A alteração dos projetos com a troca

Não aceita Fora do escopo da AP. O art. 1º da Portaria MME 29/2011 estabelece tal obrigatoriedade.



dos aerogeradores pode provocar a troca das torres anemométricas por consequência. Os tramites para aprovação de alteração das características devem ser julgados e podem levar um tempo extenso, isso pode prejudicar ou até mesmo invalidar o prazo de 180 dias.

3. Dificuldade no acesso ao local de implantação da torre anemométrica: De acordo com as instruções para medições anemométricas e climatológicas em parques eólicos, divulgadas pela EPE: “A estação de medição deve ser posicionada na parte frontal do parque eólico tendo como referência a direção predominante dos ventos, em local representativo do parque e onde a interferência por obstáculos naturais ou turbulência produzida por aerogeradores de parques adjacentes seja mínima”. No entanto, em 180 dias após a assinatura do contrato, as obras civis não foram iniciadas e o acesso à parte frontal do parque eólico nem sempre é possível. Além disso, muitas vezes é necessária supressão vegetal para viabilizar tal acesso ao local designado pelas referidas instruções, o que deve ser objeto de licenciamento ambiental. Os prazos de licenciamento ambiental variam de um estado para outro, sendo, em média, 180 dias, o prazo mínimo para licenciamento.

Vale reforçar que os pontos 1 e 2 citados acima fizeram parte da justificativa apresentada pela Petrobrás mencionada no voto do Diretor Relator Edvaldo Santana, no Processo nº48500.003139/2013-23 que motivou a abertura da Audiência Pública nº 132/2013. “As justificativas da recorrente para os atrasos na instalação das torres de medição são as seguintes: i) modificação nos projetos das torres de medição, que eram de 100 metros de altura inicialmente – os aerogeradores instalados têm 108 metros; ii) obrigatoriedade de fornecer dados “on line” ao ONS, de alta complexidade técnica, inédita para os padrões da indústria eólica, obrigando a substituição dos “dataloggers” convencionais; iii) a grande demanda de projetos eólicos vencedores do LER 2009 também dificultou a entrega das torres de medição; iv) consumo de



energia de uma torre de medição “on line” é muito superior ao de uma torre convencional o que levou as usinas a ter de se conectarem à energia auxiliar do aerogerador mais próximo, impossibilitado a coleta de dados antes da entrada em operação dos aerogeradores.” O projeto da planta eólica varia de usina pra usina e a alimentação da torre anemométrica pode estar associada a qualquer um dos aerogeradores. Sendo assim, não necessariamente o primeiro aerogerador a entrar em operação comercial será o alimentador da torre. Diante do exposto, a ABEEólica entende que o prazo para o inicio do envio das informações seja a entrada em operação comercial da usina eólica em sua totalidade.


5.6.4. O descumprimento da obrigação prevista na subcláusula 5.6 e seus subitens sujeitará o VENDEDOR ao pagamento mensal de multa no valor correspondente a 1% (um por cento) da RECEITA FIXA MENSAL estabelecida no subcláusula 7.4, considerados os critérios de reajuste, por mês de descumprimento, observado o disposto no subitem 5.6.1, enquanto estiver vigente o CONTRATO. às penalidades previstas na Resolução Normativa nº. 63/2004, sem prejuízo do disposto no CONTRATO. Justificativa A ABEEólica em conformidade com o voto do Diretor Relator Edvaldo Alves Santana, Processo nº48500.003139/2013-23, acredita que a penalidade prevista no item 5.6.4 deva ser contemplada no âmbito da REN nº 063/2004 já que o instrumento, CCEAR, trata da comercialização de energia e não da obrigação de dados de vento. Além disso, uma hegemonia entre as fontes seria atingida, já que as penalidades equivalentes à tratada provenientes de outras fontes estão sujeitas, igualmente, ao texto previsto na resolução mencionada. “23. Ademais, conforme afirmei quando da aprovação do edital do Leilão A-5, a referida multa jamais deveria fazer parte de um CCEAR, pois a instalação do medidor não afeta o desempenho do contrato. Tal disciplina deveria constar da REN nº 63/2004. Sendo assim, acho conveniente que tal obrigação conste no âmbito da REN nº 63/2004. A partir da referida inclusão, a previsão de multa deverá ser excluída dos CCEAR e CER seguintes.” Adicionalmente, é sabido que a instalação do medidor não afeta diretamente o

Não aceita

O Despacho ANEEL 2.178, de 1º de julho de 2014, afasta a possibilidade de essa penalidade ser tratada no âmbito da REN 63/2004, haja vista que revoga o item “iii” do Despacho n° 4.310/2013, para afastar a determinação para que os aspectos relativos à realização de medições anemométricas e climatológicas sejam discutidas no âmbito dos estudos para aprimoramentos da REN 63/2004.



desempenho do contrato. Assim, mais uma vez, a ABEEólica afirma que a multa proposta deve constar na Resolução nº 63/2004. As adequações previstas para Resolução nº 63/2004 encontram-se abaixo.


Inserir: 5.12. As PARTES concordam que, estando a(s) USINA(S) apta(s) a entrar em operação comercial, mediante o disposto na REN nº. 583/2013, a partir da DATA DE INÍCIO DE SUPRIMENTO, a indisponibilidade das instalações de transmissão e de distribuição, que não estejam sob responsabilidade do VENDEDOR, necessárias para o escoamento da ENERGIA a ser produzida pela(s) USINA(S): (i) mantém inalterada a obrigação do COMPRADOR prevista na Cláusula 9ª; (ii) isenta o VENDEDOR da obrigação de constituição de lastro, prevista na subcláusula 5.7; e (iii) isenta o VENDEDOR da obrigação de entrega de energia prevista na Cláusula 6ª. 5.12.1. O disposto na subcláusula 5.12 não se aplica no caso de alteração, solicitada e/ou causada pelo VENDEDOR, e caracterizada pela ANEEL, das informações de acesso aos sistemas de transmissão ou distribuição vigentes quando da realização do LEILÃO. 5.12.2. O VENDEDOR deverá demonstrar que a(s) USINA(S) encontra(m)-se apta(s) a entrar em operação comercial, mediante comprovação dos itens do Anexo III do Despacho nº. 2117/2012.

Não aceita

Condição não permitida pela Portaria de diretrizes (PRT 672/2014): “Art. 13-A. No Leilão "A-3", de 2015, não se aplica o disposto no art. 9º, da Portaria MME nº 514, de 2 de setembro de 2011, mantido o disposto no seu art. 7º, mesmo nos casos de indisponibilidade, na data de início de suprimento contratual de energia elétrica, das instalações de uso do âmbito de transmissão, necessárias para o escoamento da energia produzida por empreendimento de geração apto a entrar em operação comercial”.

Texto ANEEL Texto ABEEólica Justificativa Art. 4° .......................................... Item IX – deixar de implantar ou de manter, nos termos da legislação, as instalações de observações hidrológicas;

Art. 4° .......................................... Item IX – deixar de implantar ou de manter, nos termos da legislação, as instalações de observações hidrológicas, anemométricas e/ou solarimétricas;

O Item IX do Art. 4° da REN Nº 63/2004 dispõe sobre as instalações de observação hidrológicas referente às hidrelétricas que analogamente correspondem às estações anemométricas das usinas eólicas. Acreditando na bem sucedida experiência das usinas hidrelétricas e visando fortalecer a equiparação das regras e das penalizações para as diversas fontes, uma vez que a informação do recurso disponível é igualmente importante para cada fonte de energia, a ABEEólica propõe uma nova redação mais adequada ao item.



5.12.3. No caso de enquadramento da(s) USINA(S) na subcláusula 5.12, a isenção do VENDEDOR será calculada pela multiplicação da disponibilidade mensal de ENERGIA da(s) USINA(S), conforme previsto no ANEXO I, pela proporção da potência da(s) unidade(s) geradora(s) da(s) USINA(S) que se encontrar (em) em condições de entrar em operação comercial, nos termos da subcláusula 5.12.2, em relação à potência total da(s) USINA(S), e pela duração em horas do período em que se der tal enquadramento, mediante a aplicação da seguinte equação algébrica:

Onde: 푇 í , : marco inicial de enquadramento da USINA “i” na subcláusula 5.12 considerando o disposto na subcláusula 5.12.2; 푇 , : marco final de enquadramento da USINA “i” na subcláusula 5.12, considerando o disposto na subcláusula 5.12.3; 퐷퐼푆푃 , : disponibilidade mensal de ENERGIA no mês “m” a que se refere o período de integração “t”, conforme consta do ANEXO I do CONTRATO, expresso em MWmédios; 푃 : PERCENTUAL DE COMPROMETIMENTO; 푃퐴푃푇퐴 , : potência da(s) unidade(s) geradora(s) da USINA “i” comprometidas com o CONTRATO e apta(s) a entrar em operação comercial no período de integração “t”, nos termos da subcláusula 5.12.2, expressa em MW; 푃표푡 : POTÊNCIA INSTALADA referente à completa motorização da USINA “i”, na parcela comprometida com o CONTRATO, cujo valor encontra-se no ANEXO I do CONTRATO, expressa em MW; 푁_퐻푂푅퐴푆 : número de horas em cada período de integração “t”; e t: período de integração com discretização diária. Justificativa



Desde 2013, os leilões de transmissão posteriores aos leilões de geração deixaram de ocorrer. Esses leilões licitavam as linhas de transmissão para o escoamento do montante contratado na geração, ou seja, desde então não foram mais licitadas as denominadas ICGs. Sendo assim, para os leilões de geração a partir de 2013 as linhas de transmissão passaram a ser risco direto do empreendedor. Assim como no LFA 2015, que não teve um resultado tão promissor para as eólicas, o pré-requisito para participação do certame é ter o ponto de escoamento de energia disponível para a conexão do parque eólico. A preocupação em mitigar o risco do consumidor é conhecida, porém a passagem de risco para o empreendedor culmina, somente, na troca de responsabilidades, transferindo o problema para cadeias diferentes (consumidores/geradores). Entendemos que o necessário é que o sistema já esteja preparado para receber os parques que serão futuramente contratados nos diversos leilões, pois não devem ser ônus do investidor os custos praticados, nem os possíveis atrasos e problemas apresentados pela transmissão. Entende-se preparado como pronto ou previamente licitado para quando for ocorrer o leilão de geração. Adicionalmente, cabe ressaltar que, em 2013, através da REN nº. 583/2013 a ANEEL estabeleceu os procedimentos e condições para obtenção e manutenção da situação operacional de empreendimento de geração de energia elétrica. Essa resolução criou o conceito, no Art. 2º, inciso I, de apta à operação comercial. “Art. 2° Para os fins e efeitos desta Resolução são adotadas as terminologias e os conceitos a seguir definidos: I - apta à operação comercial: situação operacional em que a unidade geradora encontra-se apta a produzir energia para atender aos compromissos mercantis ou para seu uso exclusivo, contudo está impedida de disponibilizar sua potência instalada para o sistema em razão de atraso ou restrição no sistema de transmissão ou distribuição;” Sendo o empreendedor onerado pelas penalidades do contrato estando ele ou não apto à operação comercial, consideramos inócuo o ato da criação de um novo



conceito mesmo ele afirmando que dispondo dessa situação a usina encontra-se apta a produzir energia para atender aos compromissos mercantis. Ou seja, a conceituação afirma que o investidor está pronto pra cumprir com suas obrigações de contrato, porém mesmo assim ele é penalizado por não cumprir com o mesmo contrato, uma contradição explícita. Não menos importante, vale ressaltar que as premissas consideradas para o cálculo do escoamento levam em consideração linhas de transmissão já licitadas, porém ainda não construídas. Tendo em vista o histórico de atrasos extenso desse tipo de empreendimento, não está o empreendedor isento de riscos de não conexão com a nova metodologia aplicada no leilão. Nesse contexto, a ABEEólica solicita a inclusão da subcláusula 5.12 para que as condições dispostas na REN nº. 583/2013 possam ser atendidas.


8.2. O valor do ressarcimento anual devido pelo VENDEDOR, por USINA, conforme previsto na subcláusula 6.6.1, será calculado ao final de cada ano ao longo do quadriênio e estabelecido mediante aplicação da seguinte equação algébrica:

푅퐸푆푆 , = max 0; (0,9퐸퐶 , ;퐸퐸 , ) ∗ max 푅퐹푈 ;푃퐿퐷 , Onde: 푅퐸푆푆 , : ressarcimento no ano “a” da USINA “i”, em Reais (R$); 퐸퐶 , : ENERGIA CONTRATADA no ano “a” da USINA “i”, em MWh; 퐸퐸 , : montante anual de ENERGIA entregue pelo VENDEDOR no ano “a” da USINA “i”, em MWh, nos termos da Cláusula 6ª; 푅퐹푈 : RECEITA FIXA UNITÁRIA, em R$/MWh da USINA “i”, observado o disposto na subcláusula 7.4; 푃퐿퐷 , : PLD médio do ano “a” referente ao submercado da USINA “i”; e max: é a função máximo que calcula o maior dentre dois valores Justificativa Nas condições propostas por esta Subcláusula, o agente vendedor está sujeito à volatilidade de preços no PLD, o que significa impor mais um risco ao

Não aceita

A associação parte de premissa equivocada que não possui impacto para distribuidora ficar exposta ao MCP pela não entrega de energia. O ressarcimento é valorado também a PLD porque as distribuidoras pagarão esse preço pela aquisição de energia não fornecida. O ressarcimento trata da compensação financeira ao comprador em decorrência da ausência de prestação do serviço que é a entrega de energia.



empreendedor de forma desnecessária. Isto porque a regra em questão implica na penalização do gerador mesmo quando não há qualquer impacto para a distribuidora em decorrência do não suprimento da energia elétrica. Aliás, o assunto já foi apreciado por essa agência em outras oportunidades, tendo sido entendido que seria necessário avaliar eventual efeito tarifário sobre a distribuidora. Adicionalmente, a expressão PLDmeda,i da fórmula original além de expor o vendedor ao PLD, por conseguinte expõe ao risco hidrológico, o que contraria a definição de contratos por disponibilidade, que são contratos nos quais o risco hidrológico é assumido pelos compradores (Lei nº 10.848 de 15 de março de 2004, art. 2º, § 1º, inciso II). Além disso, ela cria uma condição não isonômica para o produtor eólico em relação aos seus competidores por contratos por disponibilidade. Diante disso, e considerando que o impacto para o gerador já fica evidenciado, entende-se que o critério em questão deve ser afastado até que o assunto seja aprofundado e debatido. Propõe-se, portanto, a exclusão dessas variáveis da fórmula, de modo que a multiplicação se dê apenas pela RFUi; e não pelo maior valor entre essa e o PLDmeda,i. Adicionalmente, enfatizamos que na Portaria MME nº 672/2014 não está previsto o ressarcimento do valor máximo entre a RFU e o PLD Máximo, como visto a seguir: “Art. 13º Os CCEAR para contratação de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração, a partir de fonte eólica, deverão prever cláusulas específicas para o vendedor ressarcir a energia não suprida ao comprador, observadas as seguintes condições: I - o valor da receita de venda corrigida correspondente à energia não suprida, no caso de geração média anual inferior a noventa por cento do montante contratado; e II - o valor da receita de venda corrigida correspondente à energia quadrienal não suprida, acrescido de seis por cento, no caso de geração média quadrienal inferior ao montante contratado.”




8.3. O valor do ressarcimento quadrienal devido pelo VENDEDOR, por USINA, conforme previsto na subcláusula 6.6.4, será calculado ao final do último ano de cada quadriênio e após apuração de que trata a subcláusula 8.2, mediante aplicação da seguinte equação algébrica:

푅퐸푆푆 , = max 0;퐸퐶 , − max 0,9퐸퐶 , ;퐸퐸 ,

∗ max 1,06 ∗ 푅퐹푈 ; 푃퐿퐷 , Onde: 푅퐸푆푆 , : ressarcimento no quadriênio “q” da USINA “i”, em Reais (R$); 퐸퐶 , : ENERGIA CONTRATADA no quadriênio “q” da USINA “i”, em MWh; 퐸퐸 , : montante de ENERGIA entregue pelo VENDEDOR no quadriênio “q” da USINA “i”, em MWh, nos termos da Cláusula 6ª; 푅퐹푈 : RECEITA FIXA UNITÁRIA, em R$/MWh da USINA “i”, observado o disposto na subcláusula 7.4; 푃퐿퐷 , : PLD médio do quadriênio “q” referente ao submercado da USINA “i”; e max: é a função máximo que calcula o maior dentre dois valores Justificativa Nas condições propostas por esta Subcláusula, o agente vendedor está sujeito à volatilidade de preços no PLD, o que significa impor mais um risco ao empreendedor de forma desnecessária. Isto porque a regra em questão implica na penalização do gerador mesmo quando não há qualquer impacto para a distribuidora em decorrência do não suprimento da energia elétrica. Aliás, o assunto já foi apreciado por essa agência em outras oportunidades, tendo sido entendido que seria necessário avaliar eventual efeito tarifário sobre a distribuidora. Adicionalmente, a expressão PLDmeda,i da fórmula original além de expor o vendedor ao PLD, por conseguinte expõe ao risco hidrológico, o que contraria a definição de contratos por disponibilidade, que são contratos nos quais o risco

Não aceita

A associação parte de premissa equivocada que não possui impacto para distribuidora ficar exposta ao MCP pela não entrega de energia. O ressarcimento é valorado também a PLD porque as distribuidoras pagarão esse preço pela aquisição de energia não fornecida. O ressarcimento trata da compensação financeira ao comprador em decorrência da ausência de prestação do serviço que é a entrega de energia.



hidrológico é assumido pelos compradores (Lei nº 10.848 de 15 de março de 2004, art. 2º, § 1º, inciso II). Além disso, ela cria uma condição não isonômica para o produtor eólico em relação aos seus competidores por contratos por disponibilidade. Diante disso, e considerando que o impacto para o gerador já fica evidenciado, entende-se que o critério em questão deve ser afastado até que o assunto seja aprofundado e debatido. Propõe-se, portanto, a exclusão dessas variáveis da fórmula, de modo que a multiplicação se dê apenas pela RFUi; e não pelo maior valor entre essa e o PLDmeda,i. Adicionalmente, enfatizamos que na Portaria MME nº 672/2014 não está previsto o ressarcimento do valor máximo entre a RFU e o PLD Máximo, como visto a seguir: “Art. 13º Os CCEAR para contratação de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração, a partir de fonte eólica, deverão prever cláusulas específicas para o vendedor ressarcir a energia não suprida ao comprador, observadas as seguintes condições: I - o valor da receita de venda corrigida correspondente à energia não suprida, no caso de geração média anual inferior a noventa por cento do montante contratado; e II - o valor da receita de venda corrigida correspondente à energia quadrienal não suprida, acrescido de seis por cento, no caso de geração média quadrienal inferior ao montante contratado.”

147. Abeeólica. Anexo IX

Quadro 1 - Requisitos técnicos gerais Item 1 Requisito técnico mínimo Requisitos Mínimos para operação em regime de frequência não-nominal: (a) Desligamento instantâneo permitido para operação abaixo de 56,5 Hz. (b) Operação abaixo de 58,5 Hz por tempo mínimo de 20 segundos. (c) Operação entre 58,5 e 62,5 Hz por tempo ilimitado. (d) Operação acima de 62,5 Hz por tempo mínimo de 10 segundos (1). (e) Desligamento instantâneo permitido para operação acima de 63 Hz.

Não Aceita

Esses valores estão em sintonia com valores praticados internacionalmente.



Figura 1 - Faixas para operação em regime de frequência não nominal Justificativa Dados os equipamentos hoje presentes no mercado, na maioria dos casos, o limite sugerido no item (a) não pode ser atendido. Ajustado o valores para o sugerido, os limites de operação em regime de frequência não nominal serão atendidos pelos fabricantes e ao mesmo tempo serão mais restritivos do que o praticado hoje, definido na última versão do submódulo 3.6, item 8, subitem 8.2, Quadro 6, do procedimento de rede. Atualmente os fabricantes de aerogeradores trabalham com projetos de equipamentos elétricos com faixa de 6% e as tecnologias desenvolvidas, mesmo em outros países, estão na faixa de 57-63Hz. Para alterações desta faixa, será necessária a revisão dos projetos elétricos dos equipamentos envolvidos e consequente período de implantação, testes e homologação no Brasil. Também será necessária a revisão dos motores auxiliares e PLCs para sobredimensionar os componentes. A operação de turbinas em faixa de frequência muito amplas pode gerar conflito com a logica de detecção de ilhamento. Para a detecção de condições de ilhamento as turbinas eólicas monitoram sobretenções sustenidas e ou variações de frequência. Portanto pode haver um possível conflito entre a lógica de detecção de ilhamento e o requerimento de manter a turbina conectada na faixa de frequência entre 56 e 63 Hz. Há possibilidade de saturação dos transformadores de potência dos aerogeradores quando a taxa de variação V/F > 1.1, em regime permanente. Valores superiores podem acontecer, porém levaria a perdas altas. Portanto, permitir que as turbinas eólicas permaneçam conectadas nessa faixa de frequência pode ocasionar serio danos ao sistema elétrico, uma vez que o mesmo pode estar operando em condições de ilhamento.



Reforçamos que estamos de acordo com o aperfeiçoamento desse requisito, em que esses limites podem ser estendidos num futuro próximo. Porém como alguns fornecedores de conversores são fornecidos por terceiros, pois no momento não é possível dar uma estimativa de tempo e nem custo de tal implementação nos aerogeradores.


Quadro 1 - Requisitos técnicos gerais Item 2 Requisito técnico mínimo Na conexão de suas instalações de uso restrito às instalações sob responsabilidade de transmissora, a central de geração deve propiciar os recursos necessários para, em regime permanente, operar com fator de potência indutivo ou capacitivo em qualquer ponto da área indicada na figura abaixo.

Figura 2 - Faixa de fornecimento/absorção de reativo no ponto de conexão das

instalações de uso restrito da central geradora eólica às instalações sob responsabilidade de transmissora

Nas condições em que os aerogeradores não estejam produzindo Potência Ativa, a central de geração eólica deverá ter recursos de controle para disponibilizar ao SIN sua capacidade de geração/absorção de potência reativa, observando o requisito mínimo de propiciar injeção/absorção nula no ponto de conexão, como indicado na figura acima. Justificativa Enfatizamos que este requisito poderia ser plenamente atendido nos terminais dos aerogeradores quando o parque estiver gerando energia.

Não Aceita

Os requisitos técnicos mínimos devem ser atendidos em qualquer situação, sobretudo em condições transitórias, desta forma não se deve inserir o termo “regime permanente” no texto como proposto.



A capacidade de injeção/absorção de potência reativa “no ponto de conexão das instalações de uso restrito da central geradora eólica às instalações sob responsabilidade de transmissora”, pode ser diferente da capacidade de injeção/absorção de reativos das turbinas, uma vez que isso dependerá das características específicas dos equipamentos elétricos entre a unidade geradora e às “instalações sob responsabilidade de transmissora”. Portanto, será necessária a instalação de equipamentos adicionais (Reatores e Bancos de Capacitores) junto aos parques eólicos proporcionando maior custo de implantação. Entendemos que estes custos devem ser reconhecidos no preço teto do leilão, porém ressaltamos preocupação quanto à possibilidade de instalação de equipamentos de diversos agentes diferentes em uma mesma subestação e a respectiva interferência entre eles. Talvez uma solução mais estrutural através da instalação do equipamento pela transmissora possa ser considerada e não através de cada central eólica.


Quadro 1 - Requisitos técnicos gerais Item 3 Requisito técnico mínimo A central de geração deve ser capaz de operar em 3 modos distintos de operação em regime permanente através de controle conjunto centralizado:

controle de tensão, controle de potência reativa e controle de fator de potência.

O modo de controle normal será o modo de controle de tensão no barramento coletor da central de geração, visando contribuir com a manutenção do perfil de tensão do sistema dentro das faixas aceitáveis em condições normais ou de emergência. O controle de tensão deve possuir como característica mínima o fornecimento (ou absorção) de potencia reativa em função da tensão medida no barramento coletor. Em função das necessidades do sistema, a central de geração poderá ser solicitada pelo ONS a operar no modo de controle de potência reativa ou no modo de controle

Aceita Parcialmente

Aceita a inserção do texto que define o ONS como responsável por coordenar várias centrais conectadas em uma mesma barra coletora. É importante manter condições normais e emergência, pois constituem aspectos de segurança do SIN e são atendidas pelos demais empreendimentos de geração do sistema.



de fator de potência na conexão de suas instalações de uso restrito, em qualquer dos pontos indicados anteriormente. Considerando os efeitos conjugados das diversas centrais conectadas na mesma barra coletora, o ONS poderá solicitar a instalação de controles adicionais que farão ficará responsável pela coordenação dos controles de diversas centrais. Justificativa Plantas adjacentes em controle de tensão podem distribuir de forma ineficiente a potência reativa, caso não estejam coordenadas entre si. Ao invés de contribuírem gerando/absorvendo reativos ao sistema, acabam gerando e absorvendo entre elas. Uma forma estática de coordenar essas plantas é através da função “droop” de tensão. Essa função leva em consideração a impedância do controlador até um ponto comum do sistema entre as plantas, criando assim um “ponto virtual” de controle comum a todos os controladores de tensão. Outro ponto é sobre a quantidade de controladores de parques em uma região. Recomendamos que grupos geradores de um mesmo desenvolvedor tenha apenas um controlador de parque, ao invés de um controlador para cada parque de 30MW, porque isso diminui a eficácia da funcionalidade “droop”. A interpretação de utilizar um controlador pra cada parque de 30MW também é confusa e deveria ser esclarecida. A definição do tipo de controle a ser utilizado (“Voltage droop controler”) permite ao ONS assegurar-se de que os parques irão instalar controles similares, com comportamento de injeção de reativo controlado. Além disso, se for dito apenas “Controle de Tensão”, poderá acontecer de um parque eólico instalar um controle direto de tensão. Neste caso, dependendo da característica do Ponto de Conexão, o parque eólico pode injetar o máximo de sua potencia reativa durante um tempo indefinido e não alterar o valor de tensão no PAC. O perfil de controle de tensão abaixo exemplifica o tipo de controle citado.



Por fim, é necessário que o ONS faça a coordenação dos controles das diversas centrais e não onere ainda mais o empreendedor com a instalação de novos equipamentos. Adicionalmente, o ONS deverá definir completamente os modos que deseja implementar no futuro, assim como os tempos de ajuste para cumprimento, como o tempo para permitir a troca de um modo de funcionamento para o outro. Tem que ser considerado que dependendo da velocidade de regulação, os equipamentos de compensação a nível de subestação podem variar muito.


Quadro 1 - Requisitos técnicos gerais Item 4 Requisito técnico mínimo Na conexão das suas instalações de uso restrito às instalações sob responsabilidade de transmissora, a central de geração deve ser capaz de operar, em operação normal, no ponto de conexão:, (a) entre 0,90 e 1,10 p.u. da tensão nominal por período de tempo ilimitado;. (b) entre 0,85 e 0,90 p.u. da tensão nominal por período de tempo mínimo de 5 segundos; (c) entre 1,10 e 1,20 pu da tensão nominal por período de tempo mínimo de 2,5 segundos. Justificativa Sugerimos adequação textual, definindo mais claramente o termo “capaz de operar” como operação normal e no ponto de conexão. Dessa maneira, os itens (b) e (c), que fazem menção a transitórios, têm seu tratamento direcionado para o item 1.7 deste mesmo Anexo IX, tendo em vista que nas condições apresentadas o aerogerador entra no modo de operação LVRT/HVRT.

Não Aceita

Os requisitos têm o objetivo de evitar o desligamento da usina quando há variações de tensão no sistema. A sugestão refere-se apenas a realocação dos requisitos no texto, sobre a qual entendemos que não contribui com conteúdo nem forma. Deste modo, fica mantido o texto original.




Quadro 1 - Requisitos técnicos gerais Item 5 Requisito técnico mínimo A potência reativa, em regime permanente, no ponto de conexão de instalações de uso restrito da central de geração às instalações sob responsabilidade de transmissora deve ser garantida numa dada faixa operativa de tensões, conforme a característica definida na figura a seguir:

Figura 3 - Requisito para atendimento ao fator de potência na faixa operativa de tensão no ponto de conexão Justificativa Sugerimos a substituição da figura relacionada ao requisito de atendimento do fator de potência na faixa operativa de tensão no ponto de conexão. Conforme definido na tabela 1 do submódulo 23.3 dos procedimentos de rede, os níveis de tensão em regime permanente, para condição operativa normal, são:

Não aceita

Os requisitos técnicos mínimos devem ser atendidos em qualquer situação, sobretudo em condições transitórias, desta forma não se deve inserir o termo “regime permanente” no texto como proposto. Os requisitos da figura proposta estão em uso no mundo e o que foi solicitado está na medida da necessidade do SIN, em virtude de suas características.



De forma complementar, compreende-se que as centrais geradoras devem garantir o fator de potência na conexão às instalações sob responsabilidade da transmissora, dentro do intervalo Q/PMAX = 0,329 a -0,329 (incluindo os limites). Entretanto, com base no digrama de capacidades de reativo em relação a variações de tensão proposto no anexo IX, o qual é representado através da figura 1 determina que no ponto de conexão com valores de subtensão tenha capacidade de absorver reativos. Neste contexto, sugerimos o ajuste do requisito por acreditarmos não se justificar tal necessidade. Nesta situação, entendemos como melhor possibilidade que o parque eólico tenha a capacidade de injetar reativo. O mesmo raciocínio vale para o canto superior direito do diagrama.

Figura 1 - Diagrama proposto pelo ONS.

Além disso, entendemos que a compensação (injeção e/ou absorção) de reativos supracitada, aplica-se somente para os limites de níveis de tensão em regime permanente, para condição operativa normal. Assim, apesar da obrigação de manter-se conectado em regime permanente dentro do intervalo de tensão no PAC de 0,9pu a 1,1pu (submódulo 3.6), a central



geradora não deveria ser obrigada a manter geração de reativo capacitivo para tensões superiores a 1,05pu e, de forma análoga, ser capaz de absorver reativo em tensões inferiores a 0,95pu. Por sua vez, o diagrama de capacidades de reativo em relação a variações de tensão, poderia ser ajustado sem comprometer a estabilidade do sistema, conforme indicado pela figura 2.

Figura 2 - Diagrama proposto pela ABEEólica.

Ressaltamos que para cumprir com tais requerimentos, principalmente os cantos da curva, será necessária a utilização de transformadores com comutação de carga ou grandes bancos de capacitores, encarecendo o custo de BoP. Ressaltamos também que para não haver interferência entre controles, o comutador tem que controlar a média tensão, assumindo que o controle de tensão do parque está na alta. Assim como citado na justificativa do item 2, a capacidade de injeção/absorção de potência reativa “no ponto de conexão de instalações de uso restrito da central de geração às instalações sob responsabilidade de transmissora”, pode ser diferente da capacidade de injeção/absorção de reativos das turbinas, uma vez que isso dependerá das características específicas dos equipamentos elétricos entre a unidade geradora e às “instalações sob responsabilidade de transmissora”.


Quadro 1 - Requisitos técnicos gerais Item 7 Requisito técnico mínimo (a) A potência de saída da central de geração deve recuperar-se a 85% do valor pré-falta em não mais de 4 s após a recuperação da tensão a 85% da tensão nominal. (b) Caberá ao ONS a responsabilidade de definir a rampa de recuperação da

Não aceita

A sugestão refere-se apenas a realocação dos requisitos no texto, sobre a qual entendemos que não contribui com conteúdo nem forma. Deste modo, fica mantido o texto original.



potência em função das características do sistema onde as centrais serão inseridas. (c a) Para tensões no correspondente ponto de conexão das instalações de uso restrito ao SIN entre 0,90 e 1,10 pu, para a central geradora eólica não será admitida redução na sua potência de saída, na faixa de frequências entre 58,5 e 60,0 Hz. (d b) Para frequências na faixa entre 57 e 58,5 Hz é admitida redução na potência de saída de até 10%. Esses requisitos aplicam-se em condições de operação de regime permanente, quase estáticas (2). Justificativa O tópico (a) deve ser incluído dentro do item 1.7 já que faz referência ao requisito de LVRT, assim como o (b), e têm que se limitar as variações de potência ativa de recuperação uma vez que existem limites que provocam stress mecânico no eixo principal devido ao torque que se detecta quando volta a reconectar o aerogerador na rede.


Quadro 1 - Requisitos técnicos gerais Item 8 Requisito técnico mínimo (a) As centrais de geração eólica deverão dispor de controladores sensíveis às variações de frequência, de modo a emular a inércia (inércia sintética) através de modulação transitória da potência de saída, contribuindo com pelo menos 10% de sua potência nominal, quando em regime de subfrequência/sobrefrequência reduzir a Potência Ativa em eventos de sobrefrequência. (b) Este controle deve ser realizado de maneira estática de acordo com a Figura 4. A redução de potência ativa deverá ser realizada em porcentagem em relação à potência ativa disponível durante o evento de sobrefrequência. (c) Caberá ao ONS a responsabilidade de instruir a ativação deste recurso, bem como definir através de estudos os ganhos dos controladores quais os valores de f1 (frequência máxima para operação sem redução de potência), e da taxa de variação de potência em porcentagem por 0.1Hz em função das características do

Não aceita

Mantido o texto submetido à Audiência Pública, pois tais exigências são para atender necessidades específicas do SIN, ao mesmo tempo que são requisitos internacionalmente aceitos.



sistema onde as centrais serão inseridas. (d) A taxa de variação de potência mínima para as centrais de geração eólica deverá ser de 2% por 0,1Hz. (e) Caso esta estratégia obrigue a potência injetada da central eólica a operar abaixo de seu limite mínimo, a partir do qual a operação da central se tornaria impraticável, definido por condições de projeto, a central eólica poderá se desconectar. Como alternativa à desconexão da central eólica, os aerogeradores poderão ser desconectados individualmente para que a central continue contribuindo com o controle de frequência.

Figura 4 - Controle de Frequência

Justificativa Emulação transitória de inércia é, atualmente, tema de pesquisa e desenvolvimento para a maior parte dos fabricantes de aerogeradores. Entretanto, para, provavelmente, a grande maioria, parece não haver ainda um consenso sobre a melhor forma de realizar esta funcionalidade. Seja através da própria inércia contida nos rotores dos aerogeradores, que além de alterações em termos de controle, pode requerer ainda mudanças estruturais. Como alternativa, para contribuir com a regulação de frequência do sistema elétrico, sugere-se o controle de potência ativa versus frequência em eventos de sobrefrequência. Esta estratégia de “droop control” é amplamente utilizada em microgrids conectados à rede ou em sistemas isolados por fontes intermitentes e de armazenamento de energia, exatamente para



garantir a estabilidade do sistema em termos de regulação de frequência. Na sugestão apresentada, a redução da potência injetada pela central eólica é estabelecida em % em relação à potência disponível, a potência disponível é definida pelas condições de vento no parque eólico durante o evento de sobrefrequência. Para garantir o cumprimento desta estratégia, permite-se ainda a desconexão de aerogeradores no caso de não ser possível continuar a reduzir a potência ativa injetada pelo parque de outra forma. Para a proposta deste item do Anexo IX, um ponto importante a se considerar é com relação ao tempo de recuperação. Após a contribuição da emulação de inercia as turbinas eólicas necessitam re-acelerar o rotor, o que ocasiona em uma redução significativa da potencia ativa entregue para a rede. Consequentemente, este processo de recuperação pode levar a uma queda na frequência da rede, ainda maior que a primeira queda, que foi parcialmente reduzida pela contribuição da emulação de inercia. Portanto, caso o controle primário de frequência do sistema não seja rápido o suficiente (tempo de resposta menor que 10s) para cobrir a redução de potencia das turbinas eólicas durante o período de recuperação, a emulação de inercia por parte das turbinas eólicas se torna ineficiente. A necessidade de dispor de tal dispositivo e incertezas quanto ao desempenho traz riscos comerciais aos projetos. Definições posteriores em relação ao desempenho deste dispositivo impactam no fornecimento de equipamentos e pode consequentemente afetar os resultados financeiros do projeto. Este assunto deve ser tratado com maior cautela e debate técnico, sendo prematura sua aplicação de forma generalizada neste momento. De fato, este tipo de controle em subfrequência pode ser alcançado, porém, impacta nos custos e requer pesquisa e desenvolvimento para ser viabilizado em um ambiente de negócios competitivo. Destaca-se a necessidade de soluções de engenharia dedicadas a cada tipo de máquina e estudo de patentes. Mundialmente, este assunto ainda é objeto de discussões e está sendo tratado a luz de resultados teóricos, práticos e intensa negociação setorial. Mesmo assim sua



aplicação hoje está restrita ao sistema Hydro Quebec no Canadá que possui particularidades e necessidades próprias. Vale destacar que existem outras maneiras de mitigar a tendência de redução da inércia do sistema causada pela inserção de máquinas conectadas por conversores eletrônicos. Portanto, sugerimos a não exigência deste item e o encaminhamento para um fórum de discussão para estabelecimento de padrão de comportamento e real contribuição para o SIN.


1.3 Variação de tensão em regime permanente 1.3.1 As centrais de geração eólica não devem produzir variação de tensão superior a 5% no ponto de conexão no SIN no caso de manobra parcial ou total, tempestiva ou não, do parque gerador, exceto reconexão do transformador da subestação. Justificativa Dependendo da potência de curto circuito da rede, o caso de fechamento do interruptor do parque Eólico poderia resultar em um valor elevado, a proposta também seria variar o valor dependendo do SCR do ponto de conexão.

Não aceita

O requisito refere-se a regime permanente e não para sobretensões transitórias de energização. Assim, é nítido que o exemplo citado pela associação para justificar a alteração foi a não adequada compreensão do requisito.


1.7 Requisitos de suportabilidade a subtensões decorrentes de faltas (fault ride-through) 1.7.1 Caso haja variações temporárias de tensão em uma ou mais fases no ponto de conexão das instalações de uso restrito da central de geração eólica, decorrentes de distúrbios na rede básica, a central deve continuar operando (sem desconexão) se a tensão nos terminais dos aerogeradores permanecer dentro da região indicada na Figura 1. Esta característica aplica-se a qualquer tipo de distúrbio, sejam eles provocados por rejeição de carga, defeitos simétricos ou assimétricos, devendo ser atendida pela tensão da fase que sofrer maior variação.

Não aceita

Informa-se que este requisito é necessário em razão de coordenação com proteções de sobretensão temporizadas de LTs no SIN, que tem proteção temporizada com ajuste da ordem de 2 segundos. Em relação à sugestão de realocação dos requisitos no texto, entendemos que não contribui com conteúdo nem forma. Deste modo,



Figura 1 - Tensão nos terminais dos aerogeradores

1.7.2 A potência de saída da central de geração deve recuperar-se a 85% do valor pré-falta em não mais de 4 s após a recuperação da tensão a 85% da tensão nominal. 1.7.3 Caberá ao ONS a responsabilidade de definir a rampa de recuperação da potência em função das características do sistema onde as centrais serão inseridas. Justificativa Como mencionado na justificativa do requisito 7, os item antes descritos como (a) e (b) foram realocados para o item 1.7, sendo agora os subitens 1.7.2 e 1.7.3. Em referência aos itens (b) e (c) do requisito 4, o tratamento já dado no item 1.7 aqui tratado prevê o exigido. Porém, é necessário que a figura seja adequada para que a sobretensão tenha limite de 1,2 pu a 1 segundo conforme considerações abaixo. Conversores eletrônicos são equipamentos bastante sensíveis à sobretenções. A capacidade de suportar sobretensões por determinada quantidade de tempo é dependente da capacidade do chopper do link DC, responsável em evitar que a tensão no link DC atinja valores demasiadamente elevados, de forma a danificar outros componentes do conversor. Outro fator limitante é a capacidade de injeção/absorção de reativos do conversor, em caso de sobretensão o controle de reativos é realizado para reduzir a sobretensão aos terminais do conversor. Devido à complexidade da análise, neste momento não é possível afirmar ser possível

fica mantido o texto original.



atender 1.2pu por 2.5s, nem precisar datas, nem as alterações necessárias para o atendimento deste requisito. Salienta-se aqui que estes limites são correspondentes aos terminais do aerogerador, na média tensão, e não ao ponto de conexão da central eólica. De forma geral, a tensão no ponto de conexão da central eólica deverá ser superior à tensão no terminal do aerogerador. A região de operação entre 1.1 e 1.2 pu eh caracterizada como uma operação em modo OVRT ou modo de falta. Neste modo de operação as turbinas eólicas consomem potencia/corrente reativa com objetivo de reduzir as tensões terminais. Considerando uma configuração típica de um parque eólico onde existem no mínimo dois estágios de transformação (transformador da própria turbina e da SE) isso resultaria em uma sobretenção, no ponto de conexão, entre 1.25 e 1.4 pu. Estes níveis de sobretenção, por tempos muito longos como 2.5s, conforme proposto, podem ocasionar danos nos transformadores das turbinas eólicas e SEs, bem como nos sistemas auxiliares dos mesmos. Outro ponto importante que terá impacto neste requerimento eh a detecção de ilhamento. Uma vez que o código de rede obriga os geradores eólicos a se desconectarem, em condições de ilhamente, haverá um possível conflito entre a logica de detecção de ilhamente e a capacidade de OVRT. Para a detecção de condições de ilhamento as turbinas eólicas monitoram sobretenções sustenidas e ou variações de frequência. Portanto, permitir que as turbinas eólicas permaneçam conectadas durante sobretenções sustenidas podem ocasionar serio danos ao sistema elétrico, uma vez que o mesmo pode estar operando em condições de ilhamento.


1.8 Requisitos para injeção de corrente reativa sob defeito 1.8.1 Quando de variações transitórias de tensão, além de cumprir os requisitos de manter-se conectadas pelo período descrito no item 1.7, as centrais de geração devem ser capazes de dar suporte de tensão à rede elétrica através da injeção de corrente reativa adicional, para tensões de sequência positiva inferiores a 85%, e de absorção de corrente reativa adicional de sequência positiva, para tensões acima de 110%, conforme a Figura 2. A instalação deve ser capaz de iniciar o suprimento de corrente reativa em não mais de 30 ms após a detecção de falta. Caberá ao ONS a responsabilidade de instruir a ativação deste recurso em função

Não aceita

A não aceitação da referência a sequência positiva da corrente se deve ao fato disso ser desnecessário e dificulta o entendimento da questão sendo mais usual e operacional tratar de forma mais objetiva apenas o fornecimento e a absorção de potência reativa.



das características do sistema onde as centrais serão inseridas.

Figura 2 - Requisito para injeção de corrente reativa sob defeito Justificativa Se as referencias utilizadas para a injeção de corrente reativa durante falta forem tensão fase-neutro pode haver um evento de subtensão em uma das fases e ser injetada corrente reativa em uma fase saudável, gerando um evento de sobretensão. Por isso, mesmo que o requisito de manter-se em funcionamento (item 1.7) seja referente a valores de tensão fase-neutro, para o cálculo de injeção de corrente reativa durante o defeito todos os valores (corrente e tensão) devem ser referidos a sequência positiva. Por fim, informamos que de acordo com experiências globais em operar AEGs, esse tipo de requerimento é normalmente exigido em redes fortes. Em redes fracas, como as do Brasil, tal requerimento poderá gerar sobretensões na limpeza de uma falta. Ou seja, esse requerimento poderá ser muito agressivo, sendo que o nível de corrente reativa tenha que ser menor que 1pu à 0.5 pu de tensão para evitar sobretensões.

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