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

Nota Técnica nº 21/2016-SGT/ANEEL.

Em 01 de fevereiro de 2016.

Processo no 48500.004731/2015-12.

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

I - DO OBJETIVO

Esta Nota Técnica tem por objetivo submeter à apreciação da Diretoria Colegiada da ANEEL, proposta para a definição das cotas anuais da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE do ano de 2016, nos termos do art. 13º da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, após análise das contribuições recebidas no âmbito da Audiência Pública nº 083/2015.

II - DOS FATOS Marco Legal e Regulatório 2. A Conta de Desenvolvimento Energético – CDE foi criada em 2002, com os seguintes objetivos originais: (i) promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados; (ii) promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional; e (iii) garantir recursos para atendimento à subvenção econômica destinada à modicidade da tarifa de fornecimento de energia elétrica aos consumidores da Subclasse Residencial Baixa Renda (Tarifa Social de Energia Elétrica - TSEE). 3. Com relação às fontes de recursos da Conta, foram previstos inicialmente os pagamentos anuais realizados pelos concessionários e autorizados a título de Uso de Bem Público – UBP, as multas aplicadas pela ANEEL e, a partir de 2003, as cotas anuais pagas por todos os agentes que comercializam energia elétrica com consumidor final, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de distribuição e transmissão de energia elétrica. 4. A regulamentação e a programação orçamentária da CDE competem ao Poder Executivo, a movimentação financeira da conta às Centrais Elétricas Brasileiras – Eletrobras, e à ANEEL cabe a fiscalização da gestão econômica e financeira do fundo e a fixação das cotas anuais a serem pagas pelos agentes, mediante encargo tarifário.

(Fls. 2 da Nota Técnica nº 21/2016-SGT/ANEEL, de 01/02/2016).


5. As cotas anuais da CDE foram definidas inicialmente em valores idênticos ao rateio da Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC dos Sistemas Elétricos Interligados do ano de 2001, sendo reajustadas anualmente pela variação do mercado e do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA. 6. A partir de 2013, o regime de formação e utilização dos recursos da CDE foi alterado significativamente com a edição da Medida Provisória nº 579, de 2012, convertida na Lei nº 12.783, de 2013, que, dentre outras medidas, tratou das condições para a adesão à prorrogação antecipada de concessões de energia elétrica, da modicidade tarifária e da redução dos encargos setoriais. 7. No novo regime, a CDE, além dos objetivos originais, passou a prover os recursos necessários para custear parcela da geração de energia elétrica nos sistemas elétricos isolados (antes coberta pela Conta de Consumo de Combustíveis – CCC), conforme Lei nº 12.111, de 2009, e assumiu objetivos similares ao da Reserva Geral de Reversão – RGR, criada pelo art. 4º da Lei n. 5.655, de 1971, como o de amortizar operações financeiras vinculadas à indenização por ocasião da reversão de concessões ou atender a finalidade de modicidade tarifária. 8. Em contrapartida, as distribuidoras, as transmissoras licitadas a partir de 12 de setembro de 2012 e os agentes com concessões prorrogadas nos termos da MPv nº 579/2012 ficaram desobrigados do recolhimento da cota anual da RGR. Também foi extinto o encargo tarifário da CCC, muito embora, como relatado, o custo de geração de energia elétrica nos sistemas isolados tenha passado a integrar as necessidades de recursos da CDE. 9. Quanto à origem dos recursos, além das já tradicionais cotas anuais pagas pelos agentes que comercializam energia elétrica com consumidor final, dos pagamentos anuais a título de UBP e das multas aplicadas pela ANEEL, foram adicionadas novas fontes oriundas do Tesouro Nacional e da possível transferência de recursos da RGR, nos termos dos arts. 17, 18 e 23 da Lei no 12.783/2013. 10. Posteriormente, tendo em vista a não adesão de concessionários aos termos da prorrogação antecipada, a Lei nº 12.839, de 2013, adicionou à CDE as funções de compensar:

a. descontos tarifários aplicados aos usuários dos serviços de energia elétrica, antes compensados nas próprias tarifas por meio de subsídio cruzado (inciso VII, art. 13, Lei 10.438/2002); e

b. o efeito da não adesão à prorrogação das concessões de geração de energia elétrica, com vistas a assegurar o equilíbrio da redução das tarifas de que trata o art. 1º, § 2º, da Lei 12.783/2013 (inciso VIII, art. 13, Lei 10.438/2002).

11. Com isso, nos termos do Decreto 7.891, de 2013, a CDE, além da subvenção ao consumidor da Subclasse Residencial Baixa Renda, passou a custear a redução equilibrada das tarifas e os descontos tarifários aplicados aos seguintes usuários do serviço de distribuição: gerador e consumidor de fonte incentiva; atividade de irrigação e aquicultura em horário especial; agente de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; serviço público de água, esgoto e saneamento; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural; e subclasse de serviço público de irrigação. 12. A forma de cálculo das cotas anuais da CDE também foi alterada substancialmente nesse novo regime, pois deixou de resultar da mera atualização pela inflação e o crescimento do mercado, passando a ser



apurada com base na diferença entre a necessidade total de recursos da Conta e a arrecadação proporcionada pelas demais fontes de receita (Multas, UBP, aporte da União e outras). 13. Todavia, com relação ao rateio das cotas entre os agentes pagadores, preservou-se a proporcionalidade com relação aos valores fixados em 2012, mantendo-se a relação de 4,53 entre as cotas dos Subsistemas S/SE/CO e as dos Subsistemas N/NE. 14. Para a fixação das cotas anuais da CDE, tendo em vista a nova sistemática de cálculo que envolve o confronto entre as despesas e demais receitas da Conta, a ANEEL faz a consolidação do orçamento anual com base em estimativas próprias e em informações fornecidas pela Eletrobras, Ministério de Minas e Energia – MME e Ministério da Fazenda - MF, sendo o resultado submetido ao processo de Audiência Pública. 15. Durante os anos de 2013 e 2014, em função da conjuntura hidrológica desfavorável e de seus impactos no equilíbrio econômico e financeiro das concessionárias, foram instituídas medidas extraordinárias na CDE, com o fulcro na modicidade tarifária, mediante a edição de Decretos do Poder Executivo (Dec. 7.891/2013, Dec. 7.945/2013, Dec.8.2013/2014 e Dec. 8.221/2014) que permitiram o repasse de recursos da CDE às distribuidoras para a cobertura de custos associados com a contratação de energia e o pagamento de encargos setoriais para o atendimento do mercado cativo de energia elétrica. 16. Por fim, o Decreto nº 8.272, de 2014, permitiu o repasse de recursos da CDE para cobrir custos com a realização de obras no sistema de distribuição de energia elétrica definidas pela Autoridade Pública Olímpica - APO, para atendimento aos requisitos determinados pelo Comitê Olímpico Internacional - COI, com fundamento no art. 12, caput, da Lei nº 12.035, de 1º de outubro de 2009. Esses recursos estão vinculados ao orçamento do Ministério dos Esportes e não afetam a definição da cota anual da CDE paga por meio de encargo tarifário. Esses repasses foram regulamentados pelo REN nº 625, de 2014. Audiência Pública nº 083/2015 17. Em 16 de dezembro de 2015, a Diretoria Colegiada da ANEEL, na 47ª Reunião Pública Ordinária de 2015, fundamentada nas Notas Técnicas nº 329/2015-SGT/ANEEL, de 10 de dezembro de 2015, e nº 143/2015-SRG/ANEEL, de 07 de dezembro de 2015, decidiu pela:

a. Abertura de Audiência Pública, por intercâmbio documental, no período de 17 de dezembro de 2015 a 15 de janeiro de 2016, a fim de colher subsídios e informações adicionais para a fixação das cotas da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE-Uso de 2016, a serem pagas por todos os agentes do Sistema Interligado Nacional – SIN por meio de encargo tarifário a ser incluído nas Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão de Energia Elétrica – TUSD e TUST; e

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

18. Na Audiência Pública nº 083/2015 foram recebidas contribuições de 25 agentes setoriais. Esta Nota Técnica apresenta a proposta consolidada da SGT para a cota anual da CDE de 2016, após análise das contribuições recebidas na Audiência Pública nº 083/2015, para fins de subsidiar a decisão da Diretoria Colegiada da ANEEL. No que se refere à definição do orçamento da CCC e despesas com carvão mineral a



análise foi conduzida pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG e apresentada em Nota Técnica específica. 19. Boa parte das contribuições está respondida, direta ou indiretamente, no corpo desta Nota Técnica, sendo que a análise completa consta dos Anexos. 20. No Relatório de Análise das contribuições da AP 083/2015, as contribuições foram agregadas nos seguintes temas: Orçamento da CDE; Rateio da cota anual da CDE; e Outras. Para cada tema, são apresentadas todas as contribuições que o abordaram. As Respostas são individuais ou únicas por grupo de contribuições, dependendo do grau de congruência entre elas, e busca contemplar todos os pontos levantados pelas contribuições, explicitando, quando for o caso, sua incorporação ou não na proposta da SGT. 21. Apresenta-se, a seguir, a análise quanto à cota anual da CDE para 2016. III - DA ANÁLISE 22. Considerando as contribuições recebidas na AP 083/2015, a atualização das previsões de receitas e despesas de responsabilidades desta Superintendência, as informações complementares de responsabilidade da ANEEL, da Eletrobras e do MME, apresenta-se, a seguir, a consolidação do orçamento da CDE para o ano de 2016.



Tabela 1 – Orçamento CDE para 2016, após AP 083/2015.

23. Dessa forma, a cota anual da CDE-USO de 2016 resultou no valor total de R$ 11,853 bilhões, com redução de R$ 335 milhões em relação à proposta submetida à AP 083/2015, devendo ser paga por todos os agentes que comercializam energia com consumidor final no Sistema Interligado Nacional, mediante encargo tarifário a ser incluído a tarifa de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia.

24. A redução na cota anual da CDE-USO em relação à proposta submetida à AP 083/2015 decorre da análise do orçamento da CDE para 2016, onde, após atualização de informações e análise das contribuições, identificou-se uma redução na previsão total de despesas da CDE de R$ 146 milhões em função da alteração das seguintes rubricas: Tarifa Social de Energia Elétrica, aumento de R$ 39 milhões; Conta de Consumo de Combustíveis – CCC, aumento de R$ 580 milhões; Subvenção ao Carvão Mineral, aumento de R$ 99 milhões; descontos tarifários, aumento de R$ 231 milhões; e exclusão de recursos para financiamentos da RGR da monta de R$ 1,1 bilhão. Do lado das outras receitas houve aumento de R$ 189 milhões que contribuíram para a redução das cotas da CDE-USO, em função da consideração de saldo em conta de R$ 64 milhões e da correção da previsão de arrecadação da CDE-Energia, com receita adicional de R$ 125 milhões.

DESPESAS AP 083 FINAL D

Universalização - PLpT 973 973 0

Baixa Renda 2.200 2.239 39

CCC 5.759 6.339 580

Indenização de Concessões 1.242 1.242 0

Subvenção Carvão Mineral Nacional 906 1.005 99

Descontos Tarifários 5.926 6.156 231

Subvenção RTE 310 310 0

Restos a pagar do ano anterior - - 0

Verba MME 27 27 0

Financiamentos Concedidos - RGR 1.094 - -1.094

Total 18.437 18.291 146-

RECEITAS AP 083 FINAL D

UBP 612 612 0

Multas 180 180 0

Recursos da União - - 0

RGR - Quotas 908 908 0

RGR - Reposição de Financiamentos 1.094 1.094 0

RGR e CDE - Parcelamentos a receber 108 108 0

Saldo em Conta - 64 64

Cotas CDE - Energia 3.347 3.472 125

Cotas CDE - Uso 12.187 11.853 -335

Total 18.437 18.291 146-

DEFINIÇÃO DAS QUOTAS CDE 2016 (Em R$ milhões)



25. Com relação à cota anual da CDE-Uso de 2015, a redução é de R$ 7, 067 bilhões. O impacto tarifário médio será percebido nos processos tarifários de 2016, e será diferente para os consumidores das regiões Norte/Nordeste e Sul/Sudeste/Centro-Oeste, bem como entre os consumidores dos diferentes níveis de tensão e entre o mercado cativo e livre.

26. Considerando as contribuições recebidas na audiência pública que requerem maior transparência na divulgação dos valores do orçamento da CDE de 2016, apresentamos, a seguir, informações complementares que fundamentam as alterações em relação à proposta da AP 083/2015. Universalização 27. Quanto ao Programa Luz para Todos não houve alteração na previsão de despesas apresentada na AP 083/2015. No entanto, consideradas as contribuições recebidas na Audiência Pública solicitando maior detalhamento, o Ministério de Minas e Energia encaminhou as informações complementares apresentadas abaixo. 28. De acordo com o Ofício nº 298/2015-SE-MME, de 11 de dezembro de 2015, encaminhado à ANEEL, o Programa de Universalização Luz para Todos demandará recursos da CDE, para o ano de 2016, no valor de R$ 972.529.015,25, assim distribuídos:

a. parcelas de encerramento de contratos com meta concluída: R$ 121.911.938,46;

b. parcelas de contratos em andamento para atender 76.526 domicílios: R$ 586.935.727,12;

c. parcelas de novos contratos para atender 8.500 domicílios em rede: R$ 136.192.524,00;

d. parcelas de novos contratos para atender 4.594 domicílios em Regiões Remotas dos Sistemas isolados: R$ 127.488.825,67.

Tarifa Social de Energia Elétrica 29. Na proposta da abertura da Audiência Pública, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, por meio do Memorando nº 470/2015- SRD/ANEEL, de 23 de novembro de 2015, apresentou como estimativa anual para a subvenção destinada à subclasse residência baixa renda para o ano de 2016, o valor de R$ 2,2 bilhões, considerando as seguintes premissas: quantidade de famílias beneficiadas em outubro/2015 de 8.643.242, com desconto médio por família de R$ 19,82; crescimento vegetativo médio de 0,23% ao mês na quantidade de famílias beneficiadas; e projeção de IPCA 2016 de 6,38% e IGP-M de 6,53% (Boletim Focus nov/2015). 30. A previsão de gastos da CDE com o custeio da Tarifa Social de Energia Elétrica foi alterada para o valor de R$ 2,239 bilhões, após atualização das premissas de cálculo da seguinte forma: a) 8.883.889 famílias beneficiadas em dez/2015, com desconto médio por família de R$ 19,99/mês; b) crescimento vegetativo médio de 0,31% ao mês, e c) projeção do IGP-M de 6,59% (Boletim Focus de 22/01/2016).

31. A planilha que dá suporte a presente projeção foi encaminhada pela SRD e estará disponível nos resultados da AP 083/2015.



Dispêndios da CCC 32. A análise do Plano Anual de Custos da CCC para 2016 foi conduzida pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG, a qual informou por meio da Nota Técnica nº 143, de 7 de dezembro de 2015, a previsão de dispêndios da CCC submetida à AP 083/2015 de R$ 5,759 bilhões.

33. Após análise das contribuições recebidas e outras informações obtidas, a SRG recomendou a adoção da previsão de dispêndios da CCC para 2016 com valor total de R$ 6,339 bilhões.

34. A Nota Técnica nº 10/2016-SRG/ANEEL, de 29 de janeiro de 2016, detalha a análise dos custos da CCC para 2016, sendo o aumento dos custos explicado pelos seguintes movimentos.

a. acréscimo de R$ 2,450 bilhões relativo à obrigações pendentes, cujo pagamento se recomenda condicionar a fiscalização dos valores pela ANEEL;

b. redução de R$ 1,569 bilhões nas despesas correntes da CCC/2016, explicada principalmente pela dedução do ACRmédio aos custos das usinas beneficiárias da CCC já interligadas ao SIN;

c. dedução de R$ 370 milhões relativa ao crédito existente frente a Amazonas Energia conforme definido no Despacho nº 123/2016.

35. Portanto, o orçamento da CCC para 2016 apresenta uma redução de R$ 4,971 bilhões em relação ao orçamento apresentado pela Eletrobras, de R$ 11,310 bilhões.

Indenização de Concessões 36. Trata-se da destinação de recursos da RGR e da CDE para o pagamento de indenização de ativos de geração e transmissão de energia elétrica, por ocasião da reversão de concessões, prevista na art. 4º da Lei n. 5.655/1971 e no inciso IV, art. 13, da Lei nº 10.438/2002, conforme condições de parcelamento definidas nas Portarias Interministeriais MME/MF e nos contratos celebrados com as concessionárias, bem como em decisões judiciais em vigor.

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

38. De forma complementar, o MME, conforme consta no Ofício nº 303/2015-SE-MME, detalhou as indenizações previstas para ativos de geração e transmissão da seguinte forma:

Tabela 2 – Detalhamento das Indenizações Previstas 2016

Parcelado - Transmissão Parcelado - Geração TOTAL

2016 – ANTIGAS 295.548.979,86 335.832.591,11 631.381.570,97

2016 – NOVAS - 610.346.277,83 610.346.277,83

Três Irmãos - 589.666.733,97 589.666.733,97

Paranapanema - 7.341.646,25 7.341.646,25

Coronel Domiciano - 5.674.044,84 5.674.044,84

Ervália - 7.135.434,75 7.135.434,75

Ilha Solteira - 528.418,02 528.418,02

TOTAL EM 2016 295.548.979,86 946.178.868,94 1.241.727.848,80 Fonte: Ofício nº 303/2015-SE-MME adaptado.



Carvão Mineral 39. A SRG, por meio da Nota Técnica nº 10/2016-SRG/ANEEL, juntada a este Processo, apresentou o orçamento do carvão mineral para 2016 após análise das contribuições recebidas na AP 083/2015. 40. Da avaliação realizada pela SRG, destaca-se o aumento de R$ 99 milhões na previsão da subvenção ao Carvão Mineral, a qual passou para R$ 1,005 bilhão. Tal alteração decorre de ajustes nos fatores de corte de reembolso pelo critério de eficiência das usinas beneficiárias. Subsídios Tarifários 41. Na abertura da AP083/2015, a estimativa de subvenção da CDE para a cobertura dos descontos tarifários no ano de 2016 foi R$ 5,926 bilhões. O montante correspondia aos valores homologados pela ANEEL nos processos tarifários das distribuidoras realizados em 2015, sobre os quais se aplicou, a partir do respectivo mês de aniversário contratual, a previsão de variação do mercado, de 2,41%, e do IPCA, de 6,70%. 42. A previsão de gastos da CDE com o custeio desses descontos tarifários foi atualizada para R$ 6,156 bilhões, considerando os valores já homologados pela ANEEL - mas apenas aqueles relativos à previsão para o próximo período, ou seja, sem as parcelas relativas ao ajuste do período anterior - sobre os quais aplicou-se um índice de atualização de demanda e preços considerando a redução da previsão de variação do mercado, agora de 1,00%1, e atualização de projeção do IPCA, para 7,23%2. 43. Todavia, o aumento de R$ 231 milhões no valor da previsão de descontos tarifários para 2016 em relação à proposta da AP 083/2015, deve-se à correção do valor homologado para a Celesc no reajuste de 2015, que foi retificado após análise de pedido de reconsideração da concessionária em face da REH n.1.927/2015, conforme Despacho n. 3.525/2015, o que não havia sido considerado na abertura da audiência pública.

44. O cálculo atualizado da previsão de subvenção da CDE para compensar descontos tarifários em 2016, por distribuidora, consta de planilha a ser disponibilizada com os resultados da AP 083/2015. Financiamento Concedidos – RGR 45. Quando da instauração da AP 083/2015, foi considerado no orçamento da CDE a previsão de repasse de recursos no valor de R$ 1,094 bilhão para atendimento de contratos de financiamento firmados antes da edição da MPv nº 579/2012. 46. Embora considerada na previsão de despesas na AP, naquele momento a SGT já havia emitido juízo de que os recursos da RGR deveriam ser utilizados prioritariamente para o pagamento das indenizações, e que o uso de recursos para financiamentos poderia ocorrer nos casos de sobra de recursos da RGR após cumprimento das obrigações relativas ao pagamento das indenizações, não sendo escopo da CDE o provimento de recursos para fins de financiamento.

1 Conforme ONS/EPE : Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética ciclo 2016 (2016-2020) – Versão: dez/2015. 2 BACEN – Boletim Focus, de 22/01/2016.



47. Considerando as contribuições recebidas na Audiência Pública, optamos por excluir a referida rubrica de despesa, reforçando que a destinação plena da arrecadação da RGR em 2016 para financiamento de agentes do setor resultaria na imposição de uma obrigação artificial à CDE quanto às indenizações das concessões.

48. Destacamos também o nosso entendimento de que a utilização de recursos da RGR para o financiamento de agentes do setor, considerada a insuficiência de recursos do referido fundo, não se configura como contribuição à modicidade tarifária1, em razão da imediata repercussão no orçamento da CDE e repasse aos consumidores.

49. Por fim, cumpre registrar que, na hipótese de sobra de recursos na RGR, estes poderão ser transferidos à CDE conforme previsto no art. 22 da Lei nº 12.783/2013. Neste sentido, o potencial saldo positivo associado aos itens da RGR que compõem o presente orçamento da CDE foi considerado como disponível para as demais operações da conta.

Tabela 3 – Movimentação RGR – 2016

Saldo em Conta

50. No orçamento submetido à AP 083/2015 não foi considerado qualquer valor a título de saldo na conta CDE, nem mesmo valores de obrigações pendentes, conforme análise da informação disponibilizada pela Eletrobras, que consta da Carta CTA-DF-4795/2015, de 19 de novembro de 2015. 51. De forma complementar, a Eletrobrás informou por meio da Carta CTA-DF-395/2016, de 29 de janeiro de 2016, o saldo líquido disponível na conta CDE em 29/01/16 de R$ 48,801 milhões.

52. Com base em tal informação e considerando a arrecadação prevista de cotas mensais da CDE dos agentes de transmissão com data de pagamento 30/01/16 de R$ 15,146 milhões, optou-se por considerar o saldo em conta de R$ 64 milhões para fins de definição das cotas anuais da CDE 2016.

1 Art. 13 Fica criada a Conta de Desenvolvimento Energético - CDE visando ao desenvolvimento energético dos Estados, além dos seguintes

objetivos: (...) IV - prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculados à indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de modicidade tarifária; (...) § 6º Os recursos da CDE poderão ser transferidos à Reserva Global de Reversão - RGR e à Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, para atender às finalidades dos incisos III e IV do caput.

Despesas RGR 1.269

Indenizações 1.242

Verba MME 27

Receitas RGR 2.002

Quotas RGR 908

Repoisção Financiamentos 1.094

Saldo Positivo RGR 733

Movimentação RGR - 2016 (R$ milhões)



Cota CDE-Energia (Art. 4º-A do Dec. 7.981/2013) 53. Na abertura da AP 083/2015 foi observada a informação do MME apresentada por meio do Ofício nº 298/2015-SE-MME, quanto ao recolhimento por meio de cotas, pelos consumidores cativos, a título de devolução, do montante equivalente a ¼ dos valores repassados às distribuidoras em atendimento ao Dec. nº 7.945/2013, com atualização pelo IPCA. 54. O cálculo desta área técnica identificou o valor de R$ 3,468 bilhões conforme registrado no detalhamento do item na Nota Técnica nº 329/2015-SGT/ANEEL, no entanto, quando da consideração no quadro resumo do orçamento da CDE o valor observado foi de R$ 3,347 bilhões o qual repercutia um método simplificado de atualização.

55. Com a identificação desta falha e a atualização do IPCA, obteve-se o valor final para a cota CDE-Energia 2016 de R$ 3,472 bilhões conforme tabela a seguir.

Tabela 4 – Cota CDE Energia.

56. A partir da definição desse valor total, esta Superintendência efetuou o rateio entre as concessionárias de distribuição, na proporção dos valores recebidos, conforme apresentado em Anexo desta Nota Técnica. 57. Cabe destacar que as cotas anuais da CDE-ENERGIA (Dec. 7.945/2013) devem ser pagas pelas concessionárias de distribuição em duodécimos a partir do processo tarifário ordinário, não devendo gerar diferenças a serem apuradas por meio do mecanismo da CVA.

58. Considerando que as cotas anuais da CDE-ENERGIA de 2015 fixadas no Anexo II da REH n.1.857/2015 para pagamento em duodécimos a partir de março de 2015, de forma concatenada com a revisão tarifária extraordinária das concessionárias de distribuição, e que nos processos tarifários ordinários de 2015, realizados após a RTE, foi dada cobertura tarifária integral para o pagamento de 12 parcelas do encargo CDE – ENERGIA de 2015, cabe prorrogar a sua cobrança até o processo tarifário ordinário de 2016, a partir do qual deverá ser cobrado o novo valor desse encargo.

59. Por conseguinte, na definição do encargo CDE-ENERGIA de 2017, os valores pagos de março de 2016 até o processo tarifário ordinário de 2016 será descontado do saldo devedor de cada concessionária com relação a essa rubrica.

CVA de Energia e ESS - RTA/RTP 2013 3.993.011.323,18R$

Exposição, Risco Hidrológico e ESS - jan a dez/2013 5.945.526.009,06R$

Exposição Involuntária - jan/2014 1.195.323.697,02R$

Total 11.133.861.029,26R$

Valor atualizado pelo IPCA até jan/2015 12.547.731.225,14R$

Devolução em 2015 - REH 1857 3.136.932.806,29R$

Saldo Devedor Atualizado até jan/2016 10.415.215.581,73R$

Devolução em 2016 3.471.738.527,24R$

CDE - ENERGIA (Dec. 7.945/2013)

Repasses da CDE



Cota CDE – USO

60. Pelo exposto, a Cota Anual da CDE de 2016 resultou no valor de R$ 11,853 bilhões, que corresponde à diferença entre as necessidades de recursos e a arrecadação proporcionada pelas demais fontes da Conta, conforme apresentado acima (Tabela 1). 61. Esse valor deve ser pago por todos os agentes do sistema Interligado Nacional que atendem consumidores finais cativos e livres, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica.

62. Em relação à cota CDE-USO 2015 a redução é de R$ 7,067 bilhões, explicada principalmente pela redução dos seguintes itens (em ordem de grandeza): a) indenização de concessões; b) restos a pagar do ano anterior; c) dispêndios da CCC; e d) subvenção carvão mineral. Rateio Cota Anual / CDE-USO 63. A discussão quanto à forma de rateio da CDE persiste como ponto principal nas discussões da Audiência Pública, bem como acabou por repercutir em disputas judiciais que afetam a definição de tarifas, a arrecadação dos recursos e a manutenção dos programas e políticas públicas atribuídas à CDE. 64. No entanto, a ANEEL em defesa de seus atos, seja quanto à definição das cotas CDE, seja quanto a repercussão dessas cotas nas tarifas de energia elétrica, tem reafirmado sua posição vinculada à legalidade, não havendo qualquer ato legal novo que tenha alterado o critério de proporcionalidade da cota CDE-USO, ou que retire a alocação das tarifas conforme energia comercializada. 65. A Tabela abaixo apresenta o rateio da cota anual da CDE de 2016, por subsistema do SIN.

Tabela 5 – Rateio da Cota Anual da CDE – 2016

66. Destaca-se que a cota anual da CDE é convertida em duodécimos para as concessionárias de distribuição de energia elétrica e devem ser pagas até o 10º dia útil do mês subsequente ao da competência.

MERCADO (MWh)Custo Unitário

(R$/MWh)Cota Anual

SET/14 A AGO/15 2016 2016

Distribuidoras N/NE 79.451.881 7,17 569.418.577,92R$

S/SE/CO 327.805.295 32,46 10.639.112.844,62R$

Transmissoras N/NE 18.585.463 7,17 133.198.957,34R$

S/SE/CO 12.907.432 32,46 418.918.263,81R$

Permissionárias N/NE 8.774 7,17 62.884,71R$

S/SE/CO 2.838.430 32,46 92.122.892,20R$

441.597.274 26,84 11.852.834.420,60R$

Subsistemas



Com relação às permissionárias de distribuição e às concessionárias de transmissão, suas cotas nesse rateio consistem em previsão, as quais partem da premissa de que seus consumidores devam contribuir com custo equivalente àquele repassado aos consumidores das concessionárias de distribuição. 67. A contribuição efetiva dos agentes de transmissão é definida mensalmente conforme procedimento da Resolução Normativa n. 427, de 22 de fevereiro de 2011, resultante da arrecadação do encargo junto aos consumidores mediante a aplicação da TUST-CDE. Este componente tarifário é definido a partir do custo unitário da CDE identificado no cálculo da cota anual do ano corrente, mas sua aplicação está concatenada com o reajuste das receitas das transmissoras, cujo ano tarifário é definido para o período de julho a junho do ano subsequente. 68. Já para as permissionárias de distribuição as cotas efetivas são definidas nos respectivos processos de reajuste ou revisão tarifária, também tendo por referência o custo unitário da CDE identificado no cálculo da cota anual do ano corrente, este aplicado ao seu mercado de referência. Tal procedimento decorre da ausência de mecanismo de compensação, a exemplo da CVA utilizada para as concessionárias de distribuição. 69. O mercado considerado para o rateio da cota anual refere-se ao período de 12 meses, compreendido entre setembro/2014 a agosto/2015, de forma semelhante ao já praticado anteriormente. As informações são obtidas no banco de dados da ANEEL (SAMP – Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica), no que se refere ao mercado dos consumidores cativos (mercado faturado), sendo que, para a identificação do mercado livre e geração própria associada, foram utilizadas informações da Câmara Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e do Operador Nacional do Sistema – ONS. 70. Tendo em vista a interligação ao SIN das distribuidoras Companhia Energética do Amapá – CEA e Amazonas Distribuidora de Energia S.A., conforme previsto no art. 5º do Decreto nº 7.891, de 2013, faz-se necessária a inclusão das mesmas no rateio da cota anual da CDE/2016. Entretanto, devido à decisão da 1ª Vara Federal da Seção Judiciaria do Amazonas, em substituição ao juiz titular da 3° Vara Federal do Amazonas, proferida no dia 29/09/2015, afastou-se o Despacho ANEEL n° 1.365/2015 que reconheceu a plena interligação do Estado do Amazonas. Dessa maneira, não foi considerada cota CDE-USO para a Amazonas no presente rateio.

IV. DO DIREITO

71. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:

a. Lei nº 10.438, de 2002;

b. Lei nº 12.111, de 2009;

c. Lei nº 12.212, de 2010;

d. Lei nº 12.783, de 2013;

e. Decreto no 4.541, de 2002;

f. Decreto nº 7.583, de 2011;

g. Decreto no 7.891, de 2013;

h. Resolução Normativa nº 427, de 2011;



i. Resolução Normativa nº 472, de 2012; e

j. Resolução Normativa nº 500, de 2012.

V. DA CONCLUSÃO 72. Considerando as informações complementares recebidas do Ministério de Minas e Energia e da Eletrobras, as alterações efetuadas pelas áreas técnicas da ANEEL e a análise das contribuições recebidas na Audiência Pública nº 083/2015, conclui-se pela fixação da cota anual da CDE USO de 2016 no valor de R$ 11.852.834.420,60, resultante do confronto entre as despesas e demais receitas da CDE previstas para o ano de 2016. 73. Adicionalmente, conclui-se pela fixação da Cota Anual da CDE ENERGIA de 2015, no valor de R$ 3.471.738.527,24, relativo à devolução de parcela dos recursos recebidos pelas distribuidoras no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, nos termos do Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013, conforme informação do MME.

VI. DA RECOMENDAÇÃO 74. Pelo o exposto e o que consta do Processo nº 48500.004731/2015-12, recomenda-se:

a. fixar as cotas anuais da CDE-USO de 2016 no valor total de R$ 11,853 bilhões, a serem pagas mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão;

b. fixar as cotas anuais da CDE-ENERGIA no valor de R$ 3,472 bilhões relativa à devolução dos recursos repassados às concessionárias de distribuição em atendimento ao disposto no art. 4º-A do Decreto nº 7.891/2013, a serem pagas a partir do respectivo processo tarifário ordinário de 2016, mediante encargo incluído na Tarifas de Energia-TE; e

c. prorrogar as cotas anuais da CDE-ENERGIA de 2015, fixadas no Anexo II da REH n. 1.857/2015, até a competência anterior ao mês do processo tarifário ordinário de 2016.

ANDRÉ VALTER FEIL

CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES

Especialista em Regulação Especialista em Regulação

De acordo,

DAVI ANTUNES LIMA Superintendência de Gestão Tarifária


ANEXO I – Cotas da CDE USO por concessionária de distribuição

COD Concessionária Região MERCADO DE

REFERÊNCIA 2016 (MWh)

CUSTO UNITÁRIO CDE 2016 (R$/MWh)

Encargo CDE ANUAL 2016 (R$)

Encargo CDE MENSAL 2016 (R$)

D02 AME NORTE - 7,17 - -

D05 BOA VISTA NORTE - 7,17 - -

D07 CEA NORTE 1.047.287,60 7,17 7.505.738,19 625.478,18

D13 CELPA NORTE 8.162.833,07 7,17 58.501.683,74 4.875.140,31

D15 CELTINS NORTE 2.049.636,20 7,17 14.689.405,99 1.224.117,17

D21 CERR NORTE - 7,17 - -

D08 CEAL NORDESTE 3.454.302,10 7,17 24.756.415,70 2.063.034,64

D14 CELPE NORDESTE 13.353.942,41 7,17 95.705.511,66 7.975.459,30

D16 CEMAR NORDESTE 5.873.643,95 7,17 42.095.441,32 3.507.953,44

D19 CEPISA NORDESTE 3.183.778,02 7,17 22.817.614,11 1.901.467,84

D29 COELBA NORDESTE 18.240.860,77 7,17 130.729.252,75 10.894.104,40

D30 COELCE NORDESTE 11.256.038,90 7,17 80.670.181,77 6.722.515,15

D33 COSERN NORDESTE 4.952.684,20 7,17 35.495.074,12 2.957.922,84

D40 EBO NORDESTE 693.202,25 7,17 4.968.066,63 414.005,55

D53 EPB NORDESTE 4.190.821,55 7,17 30.034.929,66 2.502.910,80

D55 ESE NORDESTE 2.634.478,54 7,17 18.880.874,93 1.573.406,24

D63 SULGIPE NORDESTE 358.371,18 7,17 2.568.387,34 214.032,28

D09 CEB CENTROESTE 6.659.823,99 32,46 216.148.488,59 18.012.374,05

D12 CELG CENTROESTE 12.879.475,49 32,46 418.010.921,01 34.834.243,42

D17 EMT CENTROESTE 7.940.595,18 32,46 257.716.667,66 21.476.388,97

D20 CERON CENTROESTE 2.988.418,83 32,46 96.990.883,74 8.082.573,64

D23 CHESP CENTROESTE 114.729,17 32,46 3.723.602,35 310.300,20

D46 ELETROACRE CENTROESTE 914.028,26 32,46 29.665.322,63 2.472.110,22

D51 EMS CENTROESTE 4.960.893,43 32,46 161.008.702,13 13.417.391,84

D03 AMPLA SUDESTE 11.021.244,78 32,46 357.700.955,09 29.808.412,92

D04 BANDEIRANTE SUDESTE 13.949.737,36 32,46 452.746.897,08 37.728.908,09

D06 CAIUA SUDESTE 1.157.387,35 32,46 37.563.684,44 3.130.307,04

D18 CEMIG SUDESTE 39.683.089,58 32,46 1.287.937.916,72 107.328.159,73

D24 CPFL JAGUARI SUDESTE 567.159,47 32,46 18.407.492,66 1.533.957,72

D25 CPFL MOCOCA SUDESTE 232.152,84 32,46 7.534.656,27 627.888,02

D26 CPFL STA CRUZ SUDESTE 991.179,17 32,46 32.169.300,68 2.680.775,06

D27 CNEE SUDESTE 592.466,83 32,46 19.228.858,10 1.602.404,84

D34 CPFL LESTE PAULISTA SUDESTE 338.078,46 32,46 10.972.534,35 914.377,86

D35 CPFL PIRATININGA SUDESTE 14.837.243,83 32,46 481.551.439,39 40.129.286,62

D36 CPFL PAULISTA SUDESTE 30.183.409,28 32,46 979.620.228,16 81.635.019,01

D37 CPFL SUL PAULISTA SUDESTE 586.588,58 32,46 19.038.076,06 1.586.506,34

D39 DMED SUDESTE 460.413,36 32,46 14.942.985,31 1.245.248,78

D41 EDEVP SUDESTE 924.551,96 32,46 30.006.875,55 2.500.572,96

D42 BRAGANTINA SUDESTE 1.096.541,65 32,46 35.588.901,67 2.965.741,81

D45 ELEKTRO SUDESTE 16.034.944,45 32,46 520.423.514,66 43.368.626,22

D48 ELETROPAULO SUDESTE 44.912.062,12 32,46 1.457.647.283,42 121.470.606,95

D49 SANTA MARIA SUDESTE 551.671,43 32,46 17.904.819,53 1.492.068,29



D50 EMG SUDESTE 1.583.684,50 32,46 51.399.408,04 4.283.284,00

D52 ENF SUDESTE 335.881,35 32,46 10.901.225,83 908.435,49

D54 ESCELSA SUDESTE 8.725.935,84 32,46 283.205.358,93 23.600.446,58

D60 LIGHT SUDESTE 24.760.517,66 32,46 803.617.104,12 66.968.092,01

D01 AES SUL SUL 8.575.408,68 32,46 278.319.911,67 23.193.325,97

D10 CEEE SUL 8.668.324,61 32,46 281.335.552,53 23.444.629,38

D11 CELESC SUL 21.590.664,41 32,46 700.737.659,98 58.394.805,00

D22 CFLO SUL 296.533,44 32,46 9.624.166,52 802.013,88

D28 COCEL SUL 310.238,38 32,46 10.068.968,41 839.080,70

D31 COOPERALIANÇA SUL 193.130,90 32,46 6.268.176,49 522.348,04

D32 COPEL SUL 28.341.555,44 32,46 919.841.782,88 76.653.481,91

D38 DEMEI SUL 131.830,93 32,46 4.278.650,12 356.554,18

D43 JOAO CESA SUL 16.885,26 32,46 548.020,90 45.668,41

D44 EFLUL SUL 104.476,45 32,46 3.390.844,39 282.570,37

D47 ELETROCAR SUL 178.595,62 32,46 5.796.425,33 483.035,44

D56 FORCEL SUL 56.341,04 32,46 1.828.581,33 152.381,78

D57 HIDROPAN SUL 112.312,43 32,46 3.645.165,67 303.763,81

D58 IENERGIA SUL 245.134,80 32,46 7.955.993,47 662.999,46

D61 MUXFELDT SUL 60.910,66 32,46 1.976.891,25 164.740,94

D62 RGE SUL 8.874.444,81 32,46 288.025.304,41 24.002.108,70

D64 UHENPAL SUL 64.600,44 32,46 2.096.645,09 174.720,42

TOTAL 407.257.175,25 11.208.531.422,54 934.044.285,21


ANEXO II – Cotas da CDE ENERGIA por concessionária de distribuição

DISTRIBUIDORAS

2013 - CCEE 2013 - CVA 2014 - CCEE TOTAL

Part. % na CDE - ENERGI

A

Cota Anual CDE - ENERGIA 2016

(R$)

Cota Mensal CDE - ENERGIA 2016

(R$)

AES SUL 154.302.487,00

26.493.935,07

86.752.443,11

267.548.865,18

2,40% 83.426.558,02

6.952.213,17

AMAZONAS 2.626.701,72

-

-

2.626.701,72

0,02% 819.052,94

68.254,41

AMPLA 244.964.382,09

113.017.775,24

62.399.835,17

420.381.992,50

3,78% 131.082.681,53

10.923.556,79

BANDEIRANTE 115.767.209,71

237.874.487,11

-

353.641.696,82

3,18% 110.271.854,52

9.189.321,21

BRAGANTINA 12.400.881,38

2.779.903,53

2.598.106,45

17.778.891,35

0,16% 5.543.778,74

461.981,56

CAIUA 21.835.660,16

10.242.986,85

4.192.241,75

36.270.888,76

0,33% 11.309.916,80

942.493,07

CEA -

613.859,44

-

613.859,44

0,01% 191.412,44

15.951,04

CEAL 107.766.042,37

27.867.014,52

9.788.851,09

145.421.907,98

1,31% 45.345.171,75

3.778.764,31

CEB 52.494.023,87

94.615.615,45

-

147.109.639,32

1,32% 45.871.436,80

3.822.619,73

CEEE 154.560.738,01

94.374.348,55

71.876.654,27

320.811.740,83

2,88% 100.034.882,57

8.336.240,21

CELESC 178.482.355,25

569.507.261,72

66.308.141,85

814.297.758,82

7,31% 253.912.716,76

21.159.393,06

CELG 254.335.139,48

133.344.978,96

31.561.285,86

419.241.404,30

3,77% 130.727.025,58

10.893.918,80

CELPA 212.785.438,95

124.584.132,97

36.481.956,90

373.851.528,82

3,36% 116.573.644,37

9.714.470,36

CELPE 187.230.105,75

36.666.896,05

-

223.897.001,80

2,01% 69.815.120,31

5.817.926,69

CELTINS 31.672.915,54

23.894.154,04

-

55.567.069,58

0,50% 17.326.813,74

1.443.901,15

CEMAR 112.798.912,24

36.373.316,14

5.480.517,64

154.652.746,02

1,39% 48.223.513,42

4.018.626,12

CEMIG 504.647.052,00

489.490.894,44

91.338.082,53

1.085.476.028,97

9,75% 338.470.988,66

28.205.915,72

CEPISA 34.877.462,62

25.053.470,70

-

59.930.933,32

0,54% 18.687.545,11

1.557.295,43

CERON 93.585.466,52

-

-

93.585.466,52

0,84% 29.181.635,09

2.431.802,92

CERR -

806.965,05

-

806.965,05

0,01% 251.626,25

20.968,85

CFLO 911.143,33

-

-

911.143,33

0,01% 284.110,91

23.675,91

CHESP -

839.028,91

-

839.028,91

0,01% 261.624,34

21.802,03

CJE 7.305.049,70

-

-

7.305.049,70

0,07% 2.277.846,15

189.820,51

CNEE 14.873.273,12

2.979.424,47

4.393.223,53

22.245.921,12

0,20% 6.936.679,13

578.056,59

COCEL -

170.451,57

-

170.451,57

0,00% 53.149,87

4.429,16

COELBA 282.413.480,17

-

-

282.413.480,17

2,54% 88.061.612,87

7.338.467,74

COELCE 149.233.525,67

31.789.998,47

19.449.066,87

200.472.591,00

1,80% 62.510.966,86

5.209.247,24

COOPERALIANÇA

-

300.638,53

-

300.638,53

0,00% 93.744,51

7.812,04

COPEL 386.726.403,10

227.886.278,54

114.553.428,71

729.166.110,34

6,55% 227.367.134,49

18.947.261,21

COSERN 87.367.376,07

13.080.548,20

-

100.447.924,27

0,90% 31.321.473,10

2.610.122,76

CPEE 7.614.516,69

-

1.057.468,37

8.671.985,06

0,08% 2.704.081,23

225.340,10



CPFL PAULISTA 381.739.430,74

371.459.648,88

59.677.119,23

812.876.198,85

7,30% 253.469.448,74

21.122.454,06

CPFL PIRATININGA

165.706.388,25

167.779.407,90

53.967.360,72

387.453.156,87

3,48% 120.814.877,13

10.067.906,43

CPFL STA CRUZ 24.756.340,47

11.040.519,87

6.274.322,64

42.071.182,97

0,38% 13.118.553,07

1.093.212,76

CSPE 3.614.606,71

-

-

3.614.606,71

0,03% 1.127.099,52

93.924,96

DEMEI -

18.533,79

-

18.533,79

0,00% 5.779,17

481,60

DME-PC 6.804.669,44

-

-

6.804.669,44

0,06% 2.121.818,57

176.818,21

EDEVP 14.348.214,48

8.685.502,04

3.831.649,22

26.865.365,74

0,24% 8.377.105,21

698.092,10

ELEKTRO 283.785.771,18

174.152.099,96

100.161.105,43

558.098.976,57

5,01% 174.025.319,15

14.502.109,93

ELETROACRE 20.153.321,05

-

42.051,26

20.195.372,31

0,18% 6.297.281,05

524.773,42

ELETROCAR -

281.043,96

-

281.043,96

0,00% 87.634,57

7.302,88

ELETROPAULO 562.371.935,50

505.945.188,15

82.256.161,33

1.150.573.284,97

10,33% 358.769.486,29

29.897.457,19

EMS 66.985.749,27

6.818.304,72

3.625.971,81

77.430.025,80

0,70% 24.144.077,52

2.012.006,46

EMT 55.310.652,75

5.200.672,85

-

60.511.325,60

0,54% 18.868.521,88

1.572.376,82

ENERGISA BO 20.939.224,79

-

1.768.616,62

22.707.841,40

0,20% 7.080.714,20

590.059,52

ENERGISA MG 28.548.672,47

-

2.529.247,49

31.077.919,96

0,28% 9.690.655,54

807.554,63

ENERGISA PB 61.998.923,04

-

10.707.913,32

72.706.836,36

0,65% 22.671.301,92

1.889.275,16

ENERGISA SE 57.948.350,66

11.818.889,10

4.107.442,47

73.874.682,23

0,66% 23.035.457,31

1.919.621,44

ENF -

162.873,44

-

162.873,44

0,00% 50.786,87

4.232,24

ESCELSA 153.378.829,06

90.670.466,02

31.007.843,51

275.057.138,59

2,47% 85.767.772,99

7.147.314,42

FORCEL -

93.968,88

-

93.968,88

0,00% 29.301,19

2.441,77

HIDROPAN -

84.496,74

-

84.496,74

0,00% 26.347,61

2.195,63

IENERGIA 2.997.845,07

-

26.975,34

3.024.820,41

0,03% 943.193,52

78.599,46

LIGHT 489.406.370,20

303.415.558,87

181.209.681,08

974.031.610,15

8,75% 303.720.610,38

25.310.050,87

MOCOCA 2.713.028,00

-

-

2.713.028,00

0,02% 845.971,03

70.497,59

MUXFELDT -

29.968,40

-

29.968,40

0,00% 9.344,69

778,72

RGE 128.439.943,45

10.705.815,09

45.898.931,48

185.044.690,03

1,66% 57.700.269,29

4.808.355,77

TOTAL 5.945.526.009,06

3.993.011.323,18 1.195.323.697,02 11.133.861.029,26 100,00% 3.471.738.527,24

289.311.543,94


ANEXO III – Relatório de Análise das Contribuições recebidas na AP 083/2015

As contribuições estão apresentadas sob a forma de extratos retirados dos textos integrais apresentados na citada audiência pública com o objetivo de apresentar sucintamente a mensagem principal do autor da contribuição. Cabe ressaltar que a contribuição em sua forma integral pode ser acessada no endereço www.aneel.gov.br no link Audiências/Consultas/Fórum. Ao início de cada comentário é identificado seu autor. As contribuições estão agregadas por temas. Para cada tema, são apresentadas todas as contribuições que o abordaram. A Resposta será única por tema, e buscará contemplar todos os pontos levantados pelas contribuições de forma direta ou indireta, explicitando, quando for o caso, sobre sua incorporação ou não na decisão final.

1. ORÇAMENTO CDE/2016 Universalização – PLpT Contribuição do Instituto de Engenharia do Paraná – IEP: “Universalização – o programa deveria ser paralisado pois é um contrassenso em plena crise hídrica investir em atendimento de novos consumidores que tem baixa carga e alto investimento em rede o que torna o fornecimento totalmente inviável economicamente. Além disso deve ser claramente justificado pela Aneel o gasto maior nesta rubrica. A economia com o cancelamento desta despesa seria de R$ 973 milhões.” Contribuição do Grupo Equatorial (CELPA/CEMAR): “(...) a CELPA entende necessário, adequar o quantitativo de ligações prevista pelo PLpT conforme plano de universalização da ANEEL, ajustando o orçamento da CDE para refletir a demanda do estado do Pará.” Contribuição da ABRACE: “(...) no que diz respeito à definição do volume de recursos destinados à universalização do serviço de energia elétrica, considera que foi violado o artigo 16, inciso II e § 1º, da Resolução Normativa n. 273/2007, o qual estabelece que os documentos disponibilizados na audiência pública devem ser hábeis a motivar as propostas da Agência; (...) acredita que o MME deve, em nome da otimização e da eficiência na utilização dos recursos públicos, efetuar análise de eficiência de custo das ligações custeadas pelo PLpT, motivo pelo qual é imperativo, portanto, que a Aneel, antes de incluir o valor indicado pelo MME no orçamento da CDE/2016, demande do Ministério mais informações sobre a razoabilidade dos investimentos realizados;” Resposta da SGT Parcialmente acatada. A coordenação e gestão dos programas de universalização competem ao Ministério de Minas e Energia – MME e à Eletrobras. Assim, tendo em vista a repercussão do item na proposição das cotas anuais da CDE, a ANEEL demandou maior detalhamento das informações relativas ao planejamento para 2016 as quais foram incorporadas à Nota Técnica. Também, assim como ressaltado nas contribuições, entendemos que ainda existe espaço para aprimoramento na transparência e na avaliação das ações dos programas de forma que tais contribuições serão disponibilizadas ao MME.



Baixa Renda Contribuição do Instituto de Engenharia do Paraná – IEP: “Sugerimos a revisão do valor de despesas para Baixa Renda visto que pela lei 10.438/02 o subsidio só pode ser concedido aos consumidores enquadrados no cadastro único com renda familiar não superior a meio salário mínimo nacional. Levando-se em conta que foi aprovado no orçamento da união (LDO 2016) uma redução ao Programa Bolsa Família baseado em considerações de auditorias realizadas pela Controladoria Geral da União de que apenas 61% das famílias se enquadram no benefício, entendemos que este efeito se transfere para a concessão deste subsidio implicando na sua redução. Pelos números apresentados a redução estimada é de R$ 858 milhões.” Contribuição da ABRACE: “(...) considera que também em relação à Tarifa Social de Energia Elétrica – TSEE –, a Aneel cuidou apenas de apresentar o tema, indicando o amparo legal das rubricas e o valor a ser inserido no orçamento, mas não justificou, nem sequer resumidamente, sua proposta, o que configura nova violação ao mencionado artigo 16, inciso II e § 1º, da Resolução Normativa n. 273/2007;” Resposta da SGT Parcialmente acatada. A ANEEL atualizou as projeções de despesas previstas com a subvenção a tarifa social e disponibilizará a planilha de cálculo com os documentos de resultado da AP. Destacamos no entanto que trata-se de método simplificado de projeção, o qual tem por base o crescimento vegetativo do número de famílias beneficiadas e os níveis tarifários atuais e projetados, o qual tem apresentado aderência com a necessidade de recursos da rubrica.

Indenização de Concessões Contribuição da Brookfield / Zona da Mata Geração S.A: “(...) requer à ANEEL que, caso já não esteja contemplado, considere no cômputo da Cota Anual da CDE para o ano de 2016, o valor da indenização definido pelo Ministério de Minas e Energia na Portaria MME 458/2015, com relação aos ativos não amortizados e/ou não depreciados das UHEs Ervália e Coronel Domiciano, no montante atualizado de R$ 52.554.370,18, determinando ainda, à Eletrobras que providencie o imediato pagamento à vista da referida indenização”.

Contribuição do Grupo CPFL:

Com relação a “(...) indenização a Furnas Centrais Elétricas S.A. – Furnas e a Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista S.A - CTEEP (processos 48536.001355/2014 e 48500.000798/2014-99), nos valores de R$ 9,0 bilhões e R$ 3,9 bilhões, respectivamente, fixados por meio dos Despachos nº 4.042/2015 e 4.036/2015 (...) sugere-se que a inclusão desses valores, se solicitados integralmente pelo MME, ocorram na cota de 2017, quando será promovida a concatenação com os processos tarifários das distribuidoras.



Contribuição da FIESP:

“(...) o primeiro ponto de destaque é a não consideração, por parte do MME, de todos estes questionamentos quando da definição do orçamento da CDE para 2016. Como já argumentado reiteradas vezes, itens como pagamento de indenizações, não devem compor o orçamento do encargo, pois oneram de forma indevida os consumidores de todo país.” Resposta da SGT Não acatadas. No que se refere à contribuição da Brookfiled, após consulta ao MME, responsável pela programação dos pagamentos de indenizações, embora existente jurisprudência (UHE Neblina) quanto à indenização à vista e similaridade dos casos, foi orientada a manutenção da projeção de pagamento parcelado para as UHE Ervália e Coronel Domiciano conforme atos vigentes. Já quanto à contribuição da FIESP, tendo em vista o objetivo de prover recursos à indenização das concessões e modicidade tarifária (Lei 10.438/2002, art. 13, IV) e ainda a possibilidade de transferência de recursos entre CDE e RGR para tais fins, não identificamos como indevida a consideração da rubrica indenizações no orçamento da CDE, que por sua vez repercute no repasse tarifário aos consumidores conforme sistemática da CDE. Por fim, conforme levantado pelo Grupo CPFL, as indenizações de RBSE citadas de FURNAS e CTEEP não foram incorporadas na definição das cotas CDE/2016 face a ausência da definição das condições de pagamento pelo Poder Concedente.

Descontos Tarifários Contribuição do Instituto de Engenharia do Paraná – IEP: “Subsídios tarifários – sugerimos a revisão do valor de subsidio à irrigação no valor de R$ 580 milhões já que com a crise hídrica não há água disponível nem para uso humano menos ainda para irrigação. Na audiência pública 65/2015 o IEP sugeriu que fossem tomadas providencias para os casos em que a ANA – Agencia Nacional de Águas proibisse o uso de água para irrigação também fosse cancelado o desconto na energia elétrica. Visto que a crise hídrica continua principalmente no Nordeste, este valor certamente será reduzido.” Contribuição da CELESC D “(...) requer a retificação dos valores previstos para a subvenção da CDE para compensar descontos tarifários constantes no Anexo I da NT nº 329/2015-SGT/ANEEL, em virtude do provimento parcial do pedido de reconsideração relativo ao Reajuste Tarifário Anual de 2015, conforme a NT nº 261/2015-SGT/ANEEL.” Resposta da SGT Parcialmente acatadas. O método utilizado para a projeção dos custos com descontos tarifários observa a estrutura tarifária existente e projeções médias de crescimento de mercado, e embora simplificado, tem apresentado resultados aderentes quanto a necessidade de recursos da rubrica. Neste sentido a menor disponibilidade hídrica já reflete de certa forma nos atuais níveis de descontos tarifários já que o mercado de referência das distribuidoras corresponde na maior parte ao ano de 2015. Quanto à contribuição da CELESC D, procedemos a retificação do valor conforme apontado pela concessionária.



Subvenção RTE – Redução Equilibrada Contribuição da CEMIG D “Os recursos da “Subvenção Tarifária Equilibrada” visaram à redução das tarifas de 2013 em 18% para todas as empresas. Não se justifica manter essa subvenção em 2016 e onerar mais ainda os clientes do SU/SE/CO, principalmente quando não há mais aporte do Tesouro Nacional para a Conta de Desenvolvimento Energético. Deve-se observar que em 2013 do total dos R$260 milhões destinados à Subvenção Tarifária Equilibrada, R$232 milhões foram para as empresas da região Norte e R$6 milhões para o NE, ou seja, o N/NE recebeu 93% e o SU/SE/CO 7%. No entanto, essa subvenção continuou em 2014 e também em 2015, quando não houve aporte do Tesouro Nacional para a conta. Ou seja, manter a subvenção em 2014, quando houve aporte do Tesouro é razoável, mas em 2015 deveria ter sido eliminada essa subvenção. A ANEEL propõe que seja eliminada a Subvenção Tarifária Equilibrada em 2017. A CEMIG entende que deve ser eliminada já em 2016.” Contribuição do grupo Equatorial (CELPA/CEMAR) “ (...) no entendimento da CELPA, os efeitos da Lei 12.783/2013 permanecem inalterados paras as distribuidoras que receberam a redução tarifária equilibrada, e, retirar esses valores do orçamento da CDE ignifica reverter um dispositivo estabelecido na Lei, ou seja, reverter os efeitos dos descontos para os consumidores do Pará, sem que outro dispositivo legal determine essa reversão. Na visão da CELPA, apenas um novo ato legal, alterando a referida lei, poderia reverter o efeito do desconto concedido para os consumidores.” Resposta da SGT Parcialmente acatadas. A subvenção para redução equilibrada das tarifas com função de prover recursos às distribuidoras para compensar o efeito da não adesão à prorrogação das concessões é mecanismo de política tarifária com aplicação a partir da RTE/2013. Esta área técnica reafirmando os argumentos apresentados na AP, de que as concessões que ensejaram a criação de tal subvenção já passaram por licitação, e que as correspondentes cotas de energia foram alocadas entre as distribuidoras, não se perpetuando a redução tarifária equilibrada de 2013, da ausência de aporte de recursos da União na CDE pelo segundo ano consecutivo e da falta de previsão legal para a correção monetária da subvenção e prazo de aplicação, mantém sua orientação pelo encerramento de tal repasse a partir dos processos tarifários ordinários de 2016 das respectivas distribuidoras beneficiárias. De tal forma se observa uma redução na necessidade de recurso para o ano de 2016 e a exclusão da rubrica no orçamento de 2017.

Financiamentos Concedidos – RGR Contribuição do grupo AES Brasil “(...)a área técnica da ANEEL mostra-se contrária à consideração deste recurso, uma vez que o entendimento é que o financiamento a concessionárias para universalização é uma finalidade secundária da RGR, não prevista na legislação da CDE, e aplicável somente se há sobra de recursos, após o pagamento das indenizações, sendo que este cenário não se verifica desde a edição da Medida Provisória nº 579/12 (MP 579/12). Desse modo, em consonância com a área técnica da ANEEL, solicita-se que esta previsão de recurso seja retirada do Orçamento da CDE para 2016.”



Contribuição da CEMIG D (...) A ANEEL entende que o financiamento para universalização relativo a contratos assinados, (conforme Eletrobrás) antes da MP nº 579/2012 é uma finalidade secundária da RGR, não prevista na CDE, aplicável apenas quando há sobra de recursos, após pagamento de indenizações, que não é a situação atual. A CEMIG concorda com esse entendimento e propõe que a Eletrobrás convoque os agentes envolvidos para negociar o encerramento dos contratos, caso haja possibilidade jurídica.” Contribuição da ABRACE “(...) independentemente de quais sejam as destinações prioritárias da RGR, é certo que a CDE não pode custeá-las, a não ser para a finalidade expressamente prevista em lei, a qual não contempla a concessão de financiamentos para projetos de universalização conduzidos pelas distribuidoras. Mais ainda, caso os recursos da RGR fossem utilizados para financiar investimentos de distribuidoras em universalização de seu atendimento estaria havendo um subsídio cruzado criado pela Aneel, sem cobertura legal. Este subsídio, em desfavor do conjunto de consumidores brasileiros, que teria que aportar recursos à conta, e que tem custo de captação muito maior do que a remuneração a ser recebida, favoreceria os investidores e/ou os consumidores das distribuidoras que recebessem os recursos, dependendo do tratamento regulatório dado pela Aneel.” Resposta da SGT Acatadas. Embora considerada na previsão de despesas na AP, naquele momento a SGT já havia emitido juízo de que os recursos da RGR deveriam ser utilizados prioritariamente para o pagamento das indenizações, e que o uso de recursos para financiamentos poderia ocorrer nos casos de sobra de recursos da RGR após cumprimento das obrigações relativas ao pagamento das indenizações, não sendo escopo da CDE o provimento de recursos para fins de financiamento. Considerando as contribuições recebidas na Audiência Pública, optamos por excluir a referida rubrica de despesa, reforçando que a destinação plena da arrecadação da RGR em 2016 para financiamento de agentes do setor resultaria na imposição de uma obrigação artificial à CDE quanto às indenizações das concessões. Destacamos também o nosso entendimento de que a utilização de recursos da RGR para o financiamento de agentes do setor, considerada a insuficiência de recursos do referido fundo, não se configura como contribuição à modicidade tarifária, em razão da imediata repercussão no orçamento da CDE e repasse aos consumidores.

CotaCotas CDE-Energia Contribuição do grupo AES Brasil “(...) solicita-se que seja corrigido o valor das Cotas CDE Energia de R$ 3.347 milhões para R$ 3.469 milhões no cálculo do Orçamento da CDE (...)” Contribuição da CEMIG D Solicita esclarecer se em algum momento os recursos arrecadados a título de CDE-Energia e destinados a conta CDE terão de ser devolvidos ao Tesouro Nacional, e qual será o procedimento a ser adotado, pois, “poderá gerar um grande desequilíbrio; pois como esta receita foi usada para reduzir a cota de CDETUSD, no momento em que for necessário repassar ao Tesouro haverá de ser cobrada na CDETUSD.”



Contribuição do Grupo EDP “A EDP é favorável à proposta e entende que, ao estabelecer que o pagamento ocorra a partir do processo tarifário de 2016, elimina o descasamento verificado até então entre o valor do pagamento do encargo setorial e o seu faturamento pelas concessionárias aos consumidores, o que resultava em diferenças, por vezes significativas, capturadas por meio do mecanismo da Conta de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA.” Contribuição da ABRACE “(...) solicita que a Aneel reveja o valor de receita considerado a título de Cota CDE – Energia e efetue os ajustes possíveis necessários de forma que a tabela resumo, a partir da qual a Cota CDE – Uso é calculada por meio de uma conta de chegada para que as receitas sejam equivalentes às despesas da conta.” Resposta da SGT Acatadas. Os apontamentos da ABRACE e AES Brasil visam a corrigir falha na construção do quadro resumo do orçamento CDE e prontamente atendidos. Para a cota definitiva a CDE-Energia se procedeu ainda a atualização do índice de IPCA. A contribuição da EDP, embora de suporte à recomendação da SGT de concatenação, também permitiu identificar a necessidade de inclusão de comando na Resolução quanto ao recolhimento dos valores considerados nos atuais processos tarifários até o processamento das novas tarifas em 2016.

2. RATEIO CDE/2016 Diferença de cotacotas entre regiões S/SE/CO e N/NE Contribuição do grupo AES Brasil “ (...) solicita-se que os valores das cotas de CDE sejam recalculados fazendo-se o rateio de forma isonômica para os subsistemas S/SE/CO e N/NE, evitando-se assim onerar desproporcionalmente os consumidores do S/SE/CO, ou que, ao menos, as novas destinações de recursos da CDE pós MP 579/12 sejam rateadas exclusivamente pela participação de mercado de cada agente. Contribuição da CEMIG D “(...) é urgente a rediscussão desta questão do rateio da CDE, mas não somente isto. Os encargos setoriais no Brasil precisam ser discutidos com profundidade de forma a se promover uma alteração substancial, que venha a beneficiar os consumidores eliminando gastos desnecessários. A CDE precisa ser fracionada segundo sua destinação sem sobreposição (exemplo disso é o sombreamento da CDE com o PROINFA). Esta cesta indiscriminada de recursos para diferentes destinações é um entrave à transparência e dificulta enormemente a estrutura tarifária do país. Definidos explicitamente os diversos encargos setoriais segundo a sua destinação, será possível discutir a sua forma de rateio entre distribuidoras e consumidores (entre clientes Livres e Cativos, entre clientes de alta e baixa tensão) de maneira mais justa, e na medida do possível com maior lógica econômica. Além disso, para cada encargo obtido do fracionamento da CDE deve-se definir a origem dos recursos (que podem e devem ser diferentes, principalmente quando se tratar de subsídios), os limites, um plano de redução e prazo para extinção, no que couber.”



Contribuição da LIGHT “(...) considerando a patente inconstitucionalidade do rateio e da alteração das condições fáticas e jurídicas da Lei que o instituiu, há que ser corrigida a presente distorção que promove a transferência de renda dos consumidores das regiões S/SE/CO para aqueles das regiões N/NE, fazendo com que as cotas anuais de CDE sejam distribuídas de forma equânime entre todo o país.” Contribuição do Conselho de Consumidores da CEMIG “(...) O Conselho considera que a adoção do critério proposto fere um princípio constitucional ao tratar de forma desigual os consumidores das regiões S/SE/CO em relação aos das demais regiões, fazendo com que os primeiros subsidiem os últimos. Não há qualquer razão para isso. Entendemos a argumentação da ANEEL de que ela se apoia na legislação vigente, em especial na lei 12783/2013. Mesmo assim, julgamos importante registrarmos nossa divergência quanto a este critério de rateio.” Resposta da SGT Não acatadas. As contribuições relativas ao rateio diferenciado entre regiões estão amparadas na maioria por Parecer Jurídico que defende a inconstitucionalidade dos comandos legais. No entanto, mesmo reconhecendo o esforço dos agentes e inclusive concordando quanto a necessidade de discussão do tema para uma alocação mais equânime ou justa dos custos da CDE que não decorra de “efeito colateral” da legislação tendo em vista a evolução dos custos e ausência de aporte de recursos do Tesouro Nacional, esbarra a ANEEL em questão de legalidade e da necessidade de atendimento ao comando legal de rateio proporcional às cotas da CDE/2012 definido no art. 13 § 3º da Lei 10.438/2002 (redação dada pela Lei nº 12.783/2013).

Alteração do rateio tarifário entre os consumidores Contribuição da ABRACEEL “(...) propõe à Aneel que seja restabelecida a forma de cobrança dos custos relativos à RGR e subsídios tarifários sobre a Tusd e Tust vigente até 2012, com a definição de uma Tusd_CDE para esses itens em R$/kW e proporcional ao custo marginal de atendimento de cada nível de tensão, de modo a manter a aderência entre a forma de cobrança da RGR e subsídios sobre a Tust e Tusd com a origem desses custos, que é atrelada aos investimentos em redes e não ao consumo de energia.” Contribuição da ABRACE “(...) chama a atenção para o processo da CDE 2015, aqui incorporando à contribuição de 2016 os pontos apresentados pela Abrace no ano anterior em relação a diversos itens de despesa, à forma de cobrança da CDE que deveria ser proporcional ao uso do fio e solicitando à Agência que promova a devolução a todos os consumidores dos valores pagos à maior conforme decisões judiciais, evitando novos e desnecessários conflitos;” “(...) pondera que a despesa com “Indenização de Concessões” não pode ser rateada pelos consumidores do ACL, os consumidores livres, via CDE, por faltar o requisito da referibilidade no componente tarifário;” “(...) igualmente pondera que a alocação promovida pela Aneel, da despesa “Subvenção Redução Tarifária Equilibrada” na CDE não pode alcançar os consumidores do ACL;”



Resposta da SGT Não acatadas. A decisão da ANEEL quanto ao cumprimento das decisões judiciais relativas à CDE 2015 foram tratadas em processos administrativos específicos, não sendo o objeto desta Audiência Pública. (Processos n. 48500.003655/2015-10 e 48500.004806/2015-57). Ademais, reiteramos o entendimento da ANEEL exarado nesses processos de que a Lei n. 12.783/2013 ampliou as fontes e destinações de recursos da CDE, mas manteve expressamente a forma de rateio e de cobrança do encargo nas tarifas. Dessa forma, a cota anual da CDE - USO deve resultar da diferença entre as necessidades de recursos da Conta (incisos I a VIII, art. 13 da Lei 10.438/2002) e a arrecadação proporcionada pelas demais fontes, devendo ser cobrada nas tarifas de uso, de forma proporcional ao consumo de energia elétrica (parágrafos 1º, 2º e 3º, art. 13, Lei n 10.438/2002). Não há previsão no art. 13 da Lei 10.438/2002, e nos Decretos do Poder Executivo que o regulamentam, para que a ANEEL exclua itens específicos do orçamento da CDE no cálculo da conta anual - como o pagamento de indenizações e a subvenção para a redução tarifária equilibrada - e nem para que faça a cobrança do encargo de forma proporcional ao uso da rede ou para que haja qualquer distinção entre consumidores livres e cativos. Nesse último ponto, ressaltamos que a contribuição afronta diretamente o art. 28 da Lei nº 10.848/2004. Portanto, conforme destacado acima, a sistemática de rateio adotada pela ANEEL para a CDE decorre da legislação vigente e nenhum ato legal ou regulamentar foi emitido para alterar a sistemática de rateio e de cobrança do encargo. Destacamos ainda que por este item ser objeto de disputa judicial, ainda sem decisão final de mérito, não se permite a Agência alterar seu entendimento.

3. OUTROS TEMAS

Atualização Monetária de Reembolsos em Atraso Contribuição das Empresas de Distribuição da Eletrobras: “Atualização monetária de Reembolsos feitos pelo Fundo CCC, em atendimento a Portaria Interministerial no 652, de 10 de dezembro de 2014. Encaminhamos Nota Técnica n° DD-EDE 001/2015 e planilhas Excel com os montantes referentes à atualização monetária de reembolsos feitos fora do prazo do fato gerador, o qual deverá ser incluído na repactuação. Empresas Distribuição – Eletrobras Amazonas de Energia, Eletrobras Rondonia, Eletrobras Acre e Eletrobras Boa Vista realizaram pleito por meio da carta CTA DR - B nº 15/2015, de 11/09/2015, foi solicitado que a ANEEL aprove atualização monetária para o período de 2009 a agosto/2013 e a diferença do valor agosto/2013 a setembro/2014.” Contribuição do Grupo Equatorial – CELPA/CEMAR No que se refere ao comando da Resolução Homologatória nº 1.857/2015 de que os débitos devidos pela Eletrobras em relação à CDE estão sujeitos à atualização monetária apenas a partir da competência de março de 2015, inclusive para o saldo acumulado de competências anteriores.... “(...) entendemos que há sólidos argumentos para se defender o direito das distribuidoras à correção integral dos valores recebidos em atraso, bem como a ilegalidade da citada norma constante da Resolução Homologatória nº 1.857/2015. Resposta da SGT Não acatadas. Ratificamos o entendimento constante da Nota Técnica nº 33 /2015-SGT-SRG/ANEEL, que subsidiou a aprovação da Resolução Homologatória nº 1.857/2015. Por não haver na legislação e na



regulamentação vigentes da CDE dispositivo que trate da atualização dos repasses da CDE realizados em atraso pela Eletrobras, o entendimento da ANEEL é de que a regra posta não deve retroagir.

Concatenação das CotaCotas CDE Contribuição ENEL: (...) A Enel concorda com a criação da reserva em 2016 para que haja a promoção da concatenação das cotas pagas pelas concessionárias de distribuição de CDE (uso e energia) com as datas de reajuste das concessionárias de distribuidoras em 2017.” Contribuição CELESC D: “(...) propõe-se o recálculo e atualização dos valores constantes no Anexo III – Cota CDE-USO considerando a proposta do aporte da reserva, visando aprimorar a previsibilidade e programação financeira por parte desta distribuidora.” Contribuição CEMIG D: “Entende-se que a concatenação da CDE, aos moldes das transmissoras e permissionárias, repassando ao fundo os exatos montantes faturados, eliminando com isto a Conta de Variação de Itens da Parcela A – CVA e Neutralidade dos encargos, simplifica o processo e reduz o risco de caixa para as distribuidoras. Porém, face ao enorme volume da CDE de 2016, propõe-se a sua aplicação a partir de 2017.” Contribuição Grupo CPFL: “O grupo CPFL Energia concorda com a concatenação entre a data do reajuste das cotas de CDE Uso de 2017 e as datas dos processos tarifários das Distribuidoras nesse mesmo ano, conforme já ocorre para as Transmissoras e Permissionárias.” “Sobre a formação do fundo de reserva, entende-se que sua necessidade depende da previsão da cota CDE em 2017 e, conforme citado na NT 329/15, não há previsão de aumentos significativos para 2017 em relação a 2016 (...) Sendo assim, mesmo que as distribuidoras iniciem o pagamento da cota de 2017 em datas diferentes, devido ao mês de aniversário de seus processos tarifários, a diferença entre o montante a ser pago e a cobertura tarifária, no período de janeiro de 2017 até a data do processo tarifário, não será significativa e, portanto não se justifica uma formação de fundo de reserva nesse momento (...)” Contribuição Grupo EDP “A EDP considera que tal proposta é positiva e elimina o risco de descasamento entre o valor a ser pago pela concessionária e o valor faturado aos consumidores, reduzindo risco de déficit tarifário no período.” Contribuição Conselho Consumidores CELPA e CEMAR Contestam a “proposta de constituir uma reserva na CDE, equivalente a 50% do valor da CVA - CDE acumulada pelas concessionárias de distribuição, até chegar o processo tarifário de 2016. Ainda informa que a medida sugerida apresenta-se como prudente ao se verificar a redução na cota CDE - USO em 2016, que se deve



principalmente ao corte de R$ 4,7 bilhões de obrigações pendentes da CCC, que não foram considerados por falta de comprovar a aplicação desses valores por parte de Eletrobras, o que pode vir a ocorrer em 2016. Fica então a pergunta: Como vai se provisionar recursos para dar cobertura a valores que não comprovados? Como justificar tal medida junto aos órgãos fiscalizadores?” Contribuição ABRACE “(...) solicita que não seja acatada a proposta de “formação de uma reserva na CDE” 2016, no valor de R$ 1,6 bilhão, como forma de amenizar possíveis efeitos financeiros a serem percebidos nos processos tarifários relativos a 2017;” Resposta da SGT A proposta de concatenação das cotas da CDE pressupõe a constituição de um fundo de reserva para adequar a gestão financeira da conta a uma nova regra de repasse dos custos as distribuidoras e assim reduzir os custos financeiros associados à apuração da CVA. Tratava-se assim de proposta com reflexo metodológico no repasse de custos as distribuidoras e com oneração ao fundo CDE neste ano de 2016. Neste contexto, considerando as contribuições recebidas e principalmente uma situação não estável na gestão da CDE, seja em razão das diversas ações judiciais ou pela existência de custos relevantes a serem confirmados e fiscalizados, entendemos que a avaliação deste aprimoramento deve ter foro na discussão dos novos regulamentos da CDE, e não apenas na fase de definição de cotas anuais.

Gestão e Transparência da CDE Contribuição ENEL:

“ (...) solicitamos que a Aneel acompanhe mensalmente por item os valores pagos e recebidos pela fundo da CDE e que não permita glosas no repasse dos itens até o limite do orçamento.” “ (...) solicitamos que sejam verificados os motivos do não pagamento dos valores de desconto tarifário às distribuidoras desde outubro de 2014 e, na sequencia, seja determinado o pagamento às distribuidoras correspondentes. Contribuição Grupo EDP: “A EDP sugere que, no sentido de aumentar a transparência das informações relacionadas ao USO dos recursos da CDE, seja incluído no processo de governança, a divulgação, pela ANEEL, do acompanhamento mensal demonstrando a evolução das despesas e receitas ao longo do ano, devidamente fiscalizados pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF e publicados via Despacho.” Contribuição da FIESP: “(...) Outros itens, como a Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), continuam sendo tratados como despesa da CDE, mas sem a devida transparência na apresentação dos valores. Não há fiscalização das usinas térmicas caras e ineficientes que atendem os sistemas isolados. Mais um item que permanece no orçamento da CDE, onerando o consumidor de todo o país.” Contribuição da ABRACEEL:



“(...) destacamos a importância de ampliar a fiscalização e a transparência na utilização dos recursos da CDE, com a realização de auditorias sobre as despesas cobertas pela CDE e a publicação pela Aneel de todas as receitas e despesas da Conta, conforme determina o § 12 do art. 13 da Lei 10.438/02.” Contribuição da ABRACE: “(...) apela para que se crie ou se defina uma equipe técnica exclusiva para efetuar um acompanhamento sistemático e perene da CDE, que tenha como objetivo garantir a eficiência do dispêndio dos recursos financeiros pagos pelos consumidores de energia elétrica;” (...) solicita que a Aneel, de forma independente à Eletrobras, passe divulgar informações periódicas sobre a CDE, de maneira a dar transparência ao processo, assim como possibilite ao consumidor conhecer como cada real empregado na CDE está sendo gasto;” (...) pondera que não há nenhuma informação quanto à fiscalização do rol de beneficiários dos descontos tarifários, os quais, segundo informado na Nota Técnica n. 329/2015-SGT, onerarão a CDE/2016 em R$ 5,926 bilhões. A Aneel deve prover explicações detalhadas sobre os descontos tarifários. Além disso, Abrace acredita que seja papel do regulador fazer as devidas avaliações para prover ao Poder Concedente e aos formuladores de políticas informações que resultem em um diagnóstico concreto sobre a sustentabilidade das políticas de subsídios, de forma a se delinear uma estratégia de médio e longo prazo para que seja possível cumprir os objetivos de forma eficiente;” Resposta da SGT Parcialmente acatadas. Concordamos com a necessidade de garantir maior transparência na programação e na execução orçamentária da CDE, tanto por parte do gestor do fundo, como do formulador das políticas públicas promovidas pela CDE e desta agência reguladora e fiscalizadora, ampliando-se a participação da sociedade em todo o processo. No entanto, entendemos que essas medidas devem estar definidas em atos normativos, não sendo objeto da resolução homologatória das cotas, o que demandará atualização da legislação/regulamentação vigente e instauração de audiência pública específica.

Repasse de Recursos Contribuição Elektro

“(...) sugere-se que a ANEEL reveja essa sistemática de repasse, de forma que as cotas da CDE devidas pelas distribuidoras sejam redefinidas em valores líquidos. Em outras palavras, que seja devido pelas distribuidoras à Eletrobrás apenas a diferença entre os valores de recursos para estas destinações e o volume arrecadado, havendo um encontro de contas interno na própria distribuidora para definição de sua cota CDE. Com isso, poder-se-ia minorar os custos para os consumidores finais de energia elétrica, já que a base de cálculo do imposto somente consideraria o valor líquido e não as “idas e vindas” do mesmo valor, entre distribuidora e Eletrobrás.” Resposta da SGT Não acatado. Registramos a resposta apresentada na AP 003/2015 – CDE2015: “A incidência do ICMS sobre as subvenções tarifárias tem sido objeto de acompanhamento da ANEEL, apresentando reflexo direto nos custos dos consumidores finais. Por sua vez este tema acaba por envolver diferentes tratamentos praticados pelos órgãos estaduais de receita, o que não garante que a proposta em tela seja suficiente para excluir a incidência do ICMS como levantado. Também, mais importante, é a ausência de competência para a ANEEL efetuar o



encontro de contas ou compensação de valores que venha a alterar a cota mensal da CDE.” Reafirmamos assim que a competência de definição de prioridades de destinação de recursos pertence ao Ministério de Minas e Energia. (Decreto 4541/2002). Não obstante, reconhecemos que a contribuição deve ser incluída quando da discussão de novos regulamentos relacionados à gestão da CDE, sejam editados pela ANEEL ou pelo Poder Executivo.

Efeitos Liminar ABRACE Contribuição Grupo AES Brasil:

“(...) Conforme o parágrafo 130 da NT 329/15, os efeitos da decisão judicial da ABRACE não estão sendo considerados no Orçamento da CDE de 2016. Em que pese os mesmos estejam sendo considerados nos processos tarifários das distribuidoras, reforça-se que os impactos dessa liminar tenham efeito financeiro neutro às distribuidoras.” Contribuição Conselho de Consumidores da CEMIG:

“(...) O repasse aos demais consumidores de energia elétrica, não associados da ABRACE, das perdas de arrecadação da CDE ocorridas em 2015 via os próximos processos tarifários nos parece injusto. Os consumidores cativos já estão excessivamente onerados. Entendemos que se deveria buscar outras formas de se reequilibrar o Fundo Setorial.” Contribuição da ABRACE: “(...) insiste para que a Agência exerça seu poder-dever de extirpar da CDE/2015 os itens de despesa ilegalmente inseridos no orçamento, fazendo a devolução aos consumidores dos montantes associados a estes itens no orçamento da CDE 2016;

Resposta da SGT Não acatadas. A decisão da ANEEL quanto ao cumprimento das decisões judiciais relativas à CDE 2015 foram tratadas em processos administrativos específicos, não sendo o objeto desta Audiência Pública. (Processos n. 48500.003655/2015-10 e 48500.004806/2015-57).

nota técnica nº 21/2016-sgt/aneel. em 01 de fevereiro de 2016. · 2016-02-11 · consumo de...

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