Nota Técnica nº 014/2012-SRG-SRE/ANEEL Em 15 de março de 2012.

Processos nº: 48500.004899/2011-96 e 48500.005696/2011-17 Assunto: Orçamento da CCC para 2012.

I. DO OBJETIVO A presente Nota Técnica tem por objetivo analisar o Plano Anual de Operação dos Sistemas Isolados para 2012, elaborado pelo Grupo Técnico Operacional da Região Norte – GTON, com vistas à composição da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC dos Sistemas Isolados para 2012. II. DOS FATOS 2. Em 11 de outubro de 2011, mediante o Despacho nº 4.000, da Superintendência de Regulação Econômica, foi fixado o valor do custo médio da energia e potência comercializadas pelos agentes de distribuição no Ambiente de Contratação Regulada – ACRméd em R$ 156,98/MWh, para o ano civil de 2012. 3. Em 31 de outubro de 2011, mediante o Fax nº DFT-1537/2011 (SICnet nº 48550.001652/2011-00), a Eletrobras encaminhou valores indicativos de despesas com a CCC para o ano de 2012, referentes às parcelas de combustíveis, inadimplência, sub-rogação e saldo. 4. Em 16 de janeiro de 2012, mediante o Ofício nº 013/2012-SRG/ANEEL (SICnet nº 48550.000035/2012-00), a SRG proveu a Eletrobras com orientações e informações necessárias à conclusão do Plano Anual de Custos da CCC para 2012, com as parcelas do custo com geração própria (CTGP) e do custo com contratação de energia e potência (CTCE). 5. Em 19 de janeiro de 2012, mediante o Fax nº DFT-121/2012 (SICnet nº 48550.000117/201200), a Eletrobras encaminhou estimativa para 2012 da parcela do custo da geração própria. 6. Em 20 de janeiro de 2012, mediante o Ofício nº 019/2012-SRG/ANEEL (SICnet nº 48550.000150/2012-00), a SRG solicitou à Eletrobras o breve encaminhamento do Plano Anual de Custos da CCC (PAC) e do Plano Anual de Operação dos Sistemas Isolados, de 2012. * A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

Fl. 2 da Nota Técnica nº 014/2012-SRG-SRE/ANEEL, de 15/03/2012 7. Em 24 de janeiro de 2012, mediante o Fax nº DFT-149/2012 (SICnet nº 48550.000205/201200), a Eletrobras informou o saldo atual da CCC, em 1,5 bilhões de reais. 8. Em 7 de março de 2012, mediante o Fax nº DFTG-442/2012 (SICnet nº 48550.000385/201200), a Eletrobras encaminhou informações sobre a contratação de potência e energia elétrica por agentes beneficiários da CCC. III. DA ANÁLISE 9. A partir da Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009 (com efeitos retroativos a 30/07/2009), o mecanismo de reembolso da CCC, que antes previa o reembolso do custo com combustíveis menos a tarifa de energia hidráulica equivalente, passou a prever o reembolso do custo total de geração, subtraída a parcela equivalente ao custo médio da energia e potência comercializadas no Ambiente de Contratação Regulada (ACRméd). 10. Com isso, o reflexo do custo de geração nas tarifas dos consumidores dos sistemas isolados passou a ficar contido na parcela do ACRméd, e todo o restante do custo (combustíveis, geração própria e contratação de energia) passou a ser reembolsado pela CCC. 11. Após a Lei nº 12.111/2009, a nova sistemática da CCC foi regulamentada pelo Decreto nº 7.246, de 28 de julho 2010, e em seguida pela Resolução Normativa ANEEL nº 427, de 22 de fevereiro de 2011. 12. Em decorrência do desenvolvimento e da implementação das novas regras, durante o período entre a Lei nº 12.111/2009 e a REN nº 427/2011, incluindo o ano de 2011, a Eletrobras procedeu aos reembolsos conforme o combustível gasto e posteriormente pela estimativa de reembolso segundo o novo regulamento. 13. Assim, desde então não foram elaborados orçamentos com base na análise detalhada de todos os custos reembolsados pela CCC. Para os anos de 2010 e 2011, as quotas foram calculadas a partir da estimativa do custo unitário discutido no âmbito do processo de aprovação da Resolução Homologatória nº 986, de1º de junho de 2010, que homologou as quotas anuais da CCC para 2010. 14. De acordo com a REN nº 427/2011, o GTON deverá elaborar o Plano Anual de Operação dos Sistemas Isolados, considerando a previsão de geração térmica, baseada no balanço energético entre os requisitos de geração e as disponibilidades de todas as fontes para cada sistema isolado. 15. Da mesma forma, a Eletrobras deverá elaborar o Plano Anual de Custos da CCC (PAC), que indicará as quantidades previstas de combustíveis e de geração de todas as fontes disponíveis, inclusive da importação de energia, e o aporte financeiro necessário à cobertura do custo total de geração dos sistemas isolados pela CCC para o ano civil. 16. O PAC de 2012 ainda não foi elaborado pela Eletrobras, que alega não ter condições de elaborar tal documento sem a completa definição das regras da CCC, uma vez que a REN nº 427/2011 foi * A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

Fl. 3 da Nota Técnica nº 014/2012-SRG-SRE/ANEEL, de 15/03/2012 recentemente levada à audiência pública pela Agência com vistas a redefinir regramento para o tratamento do reembolso sobre o ICMS, PIS/PASEP e COFINS. 17. Apesar da falta do PAC 2012, a Eletrobras fez o encaminhamento à Agência de estimativa das principais parcelas dos custos da CCC para o ano, que incluem a parcela dos combustíveis, valores de inadimplência, da geração própria, dos compromissos de sub-rogação, da contratação de energia e o saldo existente na conta. 18. Para a formação do orçamento, há que se definir primeiramente o mercado a ser atendido, ou carga própria, e, em consequência disso, considerar a oferta de energia disponível conforme sua ordem de custo: fonte hidrelétrica, biomassa, combustíveis fósseis líquidos, gás natural e importação de energia. 19. Assim, as variações orçamentárias anuais decorrem da expansão do mercado e do respectivo custo da geração de energia (oferta hidrelétrica, reajustes contratuais, flutuação do preço dos combustíveis). Carga Própria 20. De acordo com o Plano Anual de Operação, o GTON prevê um aumento médio de 8% na carga própria dos Sistemas Isolados em 2012, em relação à verificada no ano anterior, passando de 1.378 MWméd para 1.493 MWméd, conforme mostra a Tabela 1. Tabela 1 - Crescimento do mercado próprio, por empresa Empresa CEA (Macapá e interior isolado) Eletrobras Eletronorte (Macapá) Eletrobras Amazonas Energia (Interior) CELPA CEMAT CERR Eletrobras Distribuição Roraima Eletrobras Eletronorte (Boa Vista) Eletrobras Distribuição Rondônia Eletrobras Distribuição Acre Eletrobras Amazonas Energia (Manaus) CELPE AMAPARI JARI CELULOSE Petrobras Alcoa Beneficiamento Petrobras Alcoa Porto TOTAL TOTAL (MW médio)

Verificada 2011 1.374.792 45.510 1.309.753 408.934 73.203 172.531 632.257 5.214 275.437 153.174 7.424.642 14.489 145.083 21.734 39.424 8.222 12.104.398 1.378,0

Prevista 2012 1.496.681 40.585 1.406.816 412.223 25.297 194.009 715.582 5.531 295.091 168.106 8.116.085 15.533 148.711 21.282 42.900 10.896 13.115.328 1.493,1

Diferença Prevista/Verificada 9% -11% 7% 1% -65% 12% 13% 6% 7% 10% 9% 7% 3% -2% 9% 33% 8% 8%

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

Fl. 4 da Nota Técnica nº 014/2012-SRG-SRE/ANEEL, de 15/03/2012 Atendimento à Carga 21. Conforme o Plano Anual de Operação, o atendimento à carga prevista (1.493 MWméd) será efetuado essencialmente por geração termelétrica (81,2%), conforme observa-se no gráfico a seguir.

Gráfico 1 - Matriz energética dos Sistemas Isolados

22. Em comparação ao verificado em 2011, o planejamento prevê uma redução de 20% na geração hidráulica, com o respectivo aumento da necessidade termelétrica em 13,3% e na importação de energia em 17,7%, como mostrado no Gráfico 2.

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Fl. 5 da Nota Técnica nº 014/2012-SRG-SRE/ANEEL, de 15/03/2012

Gráfico 2 - Geração requerida nos Sistemas Isolados

23. Tal previsão de redução da geração hidrelétrica apresenta-se principalmente em função da ocorrência de vazões afluentes ao reservatório da UHE Balbina 21 % acima da MLT, em 2011. Caso a caso: na UHE Balbina o GTON adotou a expectativa de 96% da MLT (redução de 25% na geração); UHE Coaracy Nunes, 105% da MLT (redução de 3% na geração). 24. Considerando que os principais custos da CCC originam-se da geração termelétrica, torna-se necessária uma análise mais apurada desta fonte energética. Entretanto, uma vez que o PAC de 2012 não foi disponibilizado, a apuração da evolução do custo de geração das diversas fontes fica prejudicada. 25. Quanto aos preços dos combustíveis, mostra-se no Gráfico 3 a seguir a evolução dos preços do óleo combustível A1, com os valores cobrados à Amazonas Energia (sem ICMS), à Jari Celulose e os valores médios da Região Norte publicados pela ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (sem ICMS e com margem de distribuição estimada em 11,63%). Nota-se que continua o descolamento do preço do combustível cobrado à Amazonas Energia, enquanto que o preço pago pela Jari Celulose (distribuidora de combustível diferente de Manaus) é aderente ao preço de referência da ANP. Entretanto, ressalta-se que desde a publicação da Resolução Normativa nº 427/2011, todos os reembolsos, inclusive os impugnados por liminar judicial, estão sendo efetuados conforme os limites preços da citada Resolução.

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Fl. 6 da Nota Técnica nº 014/2012-SRG-SRE/ANEEL, de 15/03/2012

Gráfico 3 - Evolução do preço do óleo combustível A1

26. Quanto ao consumo específico das centrais termelétricas a óleo diesel, o Gráfico 4 mostra a evolução dos valores desde janeiro de 2006, das diversas distribuidoras. Observa-se uma permanência da eficiência média das usinas (total isolados*), exceto pela curva pontilhada que representa a Amazonas Energia – Capital.

Gráfico 4 - Consumo específico de UTE's a diesel * o valor médio “total isolados” não inclui Manaus

27. Observa-se que o consumo específico do óleo diesel em Manaus é decrescente, provavelmente provocado pela instalação de novas UTE’s a partir deste combustível, com a respectiva geração saltando de 84 MWmed em 2008 para 149 MWmed em 2009 e finalmente 278 MWmed em 2010. Apesar do ganho de eficiência energética, o aumento da geração baseado no óleo diesel é a alternativa mais * A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

Fl. 7 da Nota Técnica nº 014/2012-SRG-SRE/ANEEL, de 15/03/2012 dispendiosa frente aos demais combustíveis disponíveis na capital, como, por exemplo, em comparação ao custo variável do óleo combustível 1A, quando o diesel mostra-se cerca de 50% mais caro. A Distribuidora tem utilizado a prática de aluguel de unidades movidas à óleo diesel em função da previsão de interligação do sistema Manaus ao SIN, atualmente prevista para ocorrer em 2013. Orçamento CCC/2012 28. Pela necessidade da definição do orçamento da CCC para 2012, apesar da falta do PAC, será feita uma estimativa de gastos conforme os principais valores das parcelas de custos da CCC para o ano, conforme os valores encaminhados pela Eletrobras, a seguir reproduzidos:

Tabela 2 - Parcelas de custos da CCC para 2012 Empresa AMAPARI CEA CELPA CELPE CEMAT CERR ELB AMAZONAS ENERGIA ELB DISTR ACRE ELB DISTR RONDÔNIA ELB DISTR RORAIMA ELB ELETRONORTE JARI PETROBRAS ALCOA Total

Combustíveis

Geração própria

71,9 430,9 215,9 14,3 6,9 24,3 2.498,6 106,4 162,9 3,4 113,6 10,7 5,8 3.665,6

-76,4 78,1 2,8 17,4 11,6 985,6 38,4 201,5 193,0 ---1.604,8

Contratação de potência e energia elétrica * --78,4 --1,1 480,8 27,9 104,6 179,5 ---872,3

* Considerada a projeção do IPCA para o ano de 2012 no valor de 5,25% a.a. Fonte: Banco Central do Brasil

Tabela 3 - Sub-rogação Empreendimento LT Batavo LT Ilha Grande de Camamú LT Sapezal LT Baixo Araguaia LT Juruena LT Nova Monte Verde UTE Óbidos UTE Breves UTE Buritis PCH Salto Curuá

R$ milhões 2,5 0,2 4,5 46,0 9,6 17,5 1,2 2,3 1,0 25,5

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

Fl. 8 da Nota Técnica nº 014/2012-SRG-SRE/ANEEL, de 15/03/2012 PCH Paranatinga PCH Garganta da Jararaca TOTAL

16,2 12,8 139,2

29. De acordo com o art. 5º da Resolução Normativa nº 427/2011, a apuração do custo total de geração corresponderá ao somatório dos custos suportados pelo agente beneficiário, conforme a seguinte equação: CTISOL = CTCOMB + CTGP + CTCE CTISOL = 3.665,6 + 1.604,8 + 872,3 CTISOL = 6.142,7 Onde: CTISOL : Custo Total de Geração CTCOMB : Custo Total com Combustíveis CTGP : Custo Total com Geração Própria CTCE : Custo Total com Contratação de Potência e Energia Elétrica

30. Considerando a projeção de despesas com a sub-rogação em R$ 139,2 milhões, temos que CTISOL = R$ 6.281,9 milhões. 31. Em observação ao art. 2º da Resolução Normativa nº 427/2011, a previsão de reembolso deve considerar o custo total de geração, abatido o valor do ACRméd, conforme a seguinte equação: RCCC = CTISOL – (GTISOL x ACRméd) RCCC = R$ 6.281,9 milhões – (13.115.328 MWh x R$ 156,98/MWh) RCCC = R$ 4.223,0 milhões Onde: RCCC : Reembolso da CCC-ISOL (R$) CTISOL : Custo total de geração (R$) GTISOL : Geração total (MW.h) ACRméd : Custo médio do ACR do SIN (R$/MW.h)

32. Estimada a necessidade de reembolso para 2012, há que considerar ainda dois fatores: o saldo existente na Conta, em R$ 1.500 milhões, parte oriunda da quitação de inadimplência (R$ 436 milhões da CELG, receita que não será repetida em 2012), e como possível despesa, o reprocessamento dos reembolsos desde 2009 (data da Medida Provisório nº 466) de acordo com a nova sistemática da CCC, previsto para ocorrer em 2012. 33. Quanto ao reprocessamento dos reembolsos, apesar de a Eletrobras ter efetuado o adiantamento do passivo conforme as estimativas de cada empresa beneficiária, permanecem incertezas quanto à necessidade de complementação. Com vistas a evitar-se um recolhimento extraordinário aos contribuintes da CCC, é prudente a manutenção de saldo para a quitação do passivo, para o qual se sugere R$ 500 milhões. * A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

Fl. 9 da Nota Técnica nº 014/2012-SRG-SRE/ANEEL, de 15/03/2012 34. Sendo assim, abatidos R$ 1.000 milhões da previsão de reembolso, o resultado da CCC para 2012 fica em R$ 3.223 milhões. Custo Unitário CCC/2012 35. O custo unitário da CCC corresponde ao custo anual do fundo rateado pela totalidade dos agentes de consumo de energia elétrica do SIN e dos Sistemas Isolados, com as seguintes exceções: a) Para autoprodutor ou produtor independente com consumo próprio, considera-se somente a parcela de energia que exceder o seu consumo próprio; b) No caso da subclasse Residencial Baixa Renda, o total do mercado é excluído do rateio, conforme dispõe o art. 13 do Decreto n. 7.246/2010. 36. A partir do custo unitário são definidas as quotas de responsabilidade das concessionárias e permissionárias de distribuição e das concessionárias de transmissão. As quotas das distribuidoras e das permissionárias são calculadas no âmbito de cada processo tarifário, pela aplicação do custo unitário da CCC ao mercado de referência. Já para as transmissoras, as quotas são obtidas pela aplicação da TUSTCCC, definida com base no custo unitário, ao consumo mensal verificado do consumidor livre, autoprodutor ou produtor independente, descontada eventual geração própria. 37. Propõe-se que o mercado de rateio estimado para definição do custo unitário da CCC de 2012 seja obtido com base no mercado utilizado para o cálculo das quotas dos anos anteriores, atribuindo um crescimento previsto para 2012. 38. Para o ano de 2010, no caso das distribuidoras, foi utilizado o mercado referente às quotas aprovadas pela Resolução Homologatória nº 986/2010, e, para as permissionárias, o mercado obtido através do banco de dados Gerenciador de Tarifas de Fornecimento – GTF em cada reajuste tarifário. Quanto às quotas de 2011, para as distribuidoras e permissionárias, o mercado utilizado foi obtido através do GTF em cada processo de reajuste ou revisão tarifária. As quotas de 2011 foram fixadas em cada reajuste, por meio das respectivas Resoluções Homologatórias. 39. Para as transmissoras, o consumo foi obtido das informações mensais de medição enviadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS e pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, utilizadas no cálculo das quotas mensais de cada agente, durante o período 2010/2011. 40.

A tabela 4 abaixo apresenta o resumo das informações obtidas:

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Fl. 10 da Nota Técnica nº 014/2012-SRG-SRE/ANEEL, de 15/03/2012

Tabela 4 – Mercado utilizado nas quotas (MWh)

Distribuidoras Transmissoras Permissionárias TOTAL

Quota 2010 321.296.905 33.541.146 1.650.965 356.489.015

Quota 2011 358.078.698 34.343.957 2.167.673 394.590.328

41. Dessa forma, considerando-se o mesmo crescimento médio de mercado para o ano de 2012, de 5,39%, o mercado de rateio estimado de 2012 fica em 415.855.921 MWh, que, dado o custo total anual de R$ 3.223 milhões, resulta no custo unitário da CCC de 7,75 R$/MWh. IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 42.

A legislação presente nesta Nota Técnica inclui: - Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009; - Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; - Resolução Normativa nº 427, de 22 de fevereiro de 2011.

V. DA CONCLUSÃO 43. Com vistas à definição dos valores das quotas anuais da CCC, referentes ao rateio do custo de geração nos sistemas isolados, para o ano de 2012, conclui-se que o Plano Anual de Operação dos Sistemas Isolados apresenta-se consistente e que as informações fornecidas pela Eletrobras em lugar do PAC são suficientes para estimar o orçamento da CCC em R$ 3.223 milhões e definir o custo unitário em 7,75 R$/MWh, devendo o processo ser submetido à Consulta Pública conforme previsto no § 2º do art. 40 da Resolução Normativa nº 427/2011.

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Fl. 11 da Nota Técnica nº 014/2012-SRG-SRE/ANEEL, de 15/03/2012 VI. DA RECOMENDAÇÃO 44. Ante o exposto, considerando a previsão das parcelas de custo da CCC fornecidas pela Eletrobras e o Plano Anual de Operação dos Sistemas Isolados elaborado pelo GTON, para o ano de 2012, recomenda-se a abertura de Audiência Pública, na modalidade de intercâmbio documental, para que seja definido o custo unitário da CCC para fins de rateio dos custos da geração nos sistemas isolados.

GABRIEL DE JESUS AZEVEDO BARJA Especialista em Regulação

ADRIANNA AMORIM CRUZ Especialista em Regulação De acordo:

RUI GUILHERME ALTIERI SILVA Superintendente de Regulação dos Serviços de Geração

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação Econômica

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