CONTRIBUIÇÃO À AUDIÊNCIA PÚBLICA
NO 012/2015
Março de 2015
Superintendência de Regulação
Contribuição AP 012/2015
ÍNDICE
I
INTRODUÇÃO ................................................................................................... 3
II
DA PORTARIA MME Nº 044/2015, PRAZO EXÍGUO DE CONTRIBUIÇÕES E
ANÁLISE DE IMPACTO REGULATÓRIO .................................................................... 4
III
DOS CUSTOS ECONÔMICOS E AMBIENTAIS................................................ 5
IV
DOS IMPACTOS FINANCEIROS PARA AS DISTRIBUIDORAS ...................... 7
V
DAS QUESTÕES TÉCNICAS E TRIBUTÁRIAS ................................................ 9
VI
QUESTÕES ADICIONAIS ............................................................................... 10
VII
PROPOSTAS E CONCLUSÕES ..................................................................... 12
2
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Contribuição AP 012/2015
I
INTRODUÇÃO
A Diretoria da ANEEL, na reunião pública de 17 de março de 2015, instaurou a abertura da
Audiência Pública nº 012/2015 (AP 012/2015) para que, em apenas 10 (dez) dias, sejam
obtidos subsídios para a regulamentação da Portaria MME nº 044/2015, que trata do incentivo à
geração própria de unidades consumidoras.
As premissas utilizadas na regulamentação proposta na AP 012/2015, consubstanciadas no
voto do Diretor Relator, consideram que:
i.
O valor a ser pago pela energia gerada, além de cobrir os custos de
geração, deve ser suficientemente atrativo para induzir a participação dos
agentes;
ii.
O incentivo à geração própria de unidade consumidora que adquira
energia no Ambiente de Comercialização Livre (ACL) não deve resultar
em exposições positivas;
iii.
O incentivo ao aumento do montante de geração própria produzida por
unidade consumidora não deve alterar o mercado faturado das
distribuidoras de energia elétrica; e
iv.
Três tipos para os Contratos de Adesão, de acordo com a injeção, ou não,
de energia na rede da distribuidora: geração própria de consumidor cativo
sem injeção na rede de distribuição; geração própria de consumidor livre
sem injeção na rede de distribuição; e geração própria de consumidor
livre/cativo com injeção na rede de distribuição.
Tendo em vista que o tema objeto da AP 012/2015 apresenta sensibilidades sob os aspectos
econômico-financeiros, jurídico, técnico e operacional, a LIGHT apresentará contribuições que
justificam a necessidade de maior e amplo debate sobre o tema.
3
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II
DA PORTARIA MME Nº 044/2015, PRAZO EXÍGUO DE CONTRIBUIÇÕES E
ANÁLISE DE IMPACTO REGULATÓRIO
A Portaria MME nº 044/2015, publicada em 11 de março de 2015, determinou a realização de
Chamada Pública pelas distribuidoras com vistas a promover o incentivo de geração própria de
unidades consumidoras.
A finalidade da referida Portaria é, segundo o artigo que a inaugura, incentivar que as unidades
consumidoras detentoras de geração (independente da fonte) gerem energia elétrica, seja para
consumo próprio ou injeção na rede de distribuição, a partir de remuneração recebida através
do agente de distribuição.
Ressalta-se que, a despeito das diversas consequências econômicas e ambientais, que serão
abordadas ao longo desta contribuição, não são apresentadas, no texto do ato, as motivações
para a promoção de incentivo desta modalidade de geração, com data definida para término. A
motivação do ato administrativo é requisito imposto pela Lei nº 9.784/1999 para as hipóteses
em que ocorra a imposição de deveres aos administrados1, situação presente neste caso ao se
determinar que as distribuidoras realizem Chamada Pública e efetuem o pagamento por esta
energia.
Outro ponto que merece destaque é que não há, na Portaria MME nº 044/2015, definição de
prazo e, tampouco, expressa menção de urgência para que a ANEEL regulamente o tema com
celeridade, não justificando a concessão do prazo exíguo de 10 (dez) dias para as contribuições
no âmbito da AP 012/2015. Entretanto, no Voto do Diretor Relator, a justificativa para a adoção
do prazo extraordinário (conforme art.17, §1º da Resolução Normativa nº 273/2007) decorreria
do fato de que a medida representa “um sinal econômico importante para o setor elétrico, ao
contribuir para o aumento da oferta de energia, notadamente nos centros de carga”.
Ainda, apesar da justificativa supracitada, contida no Voto do Diretor Relator, não foi
apresentada Análise de Impacto Regulatório (AIR), obrigatória antes de qualquer expedição de
1
Art. 50. Os atos administrativos deverão ser motivados, com indicação dos fatos e dos fundamentos
jurídicos, quando:
(...)
II - imponham ou agravem deveres, encargos ou sanções;
...
4
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Contribuição AP 012/2015
ato normativo pela ANEEL, para confirmar que “os benefícios potenciais da medida excedem os
custos estimados, bem como se, entre todas as alternativas avaliadas para alcançar o objetivo
da regulação proposta, a ação é a mais benéfica para a sociedade”2.
Nesse contexto, a Light entende que a regulamentação proposta pela ANEEL não é capaz de
esclarecer se os benefícios potenciais dessa medida ultrapassam seus custos econômicos e
ambientais. Pelo contrário, ela traz questões adicionais de diversas naturezas (econômicas,
comerciais, técnicas, financeiras e tributárias), ampliando a complexidade da medida, o que
torna a ampliação do prazo para contribuição e a existência do AIR ainda mais necessários.
III DOS CUSTOS ECONÔMICOS E AMBIENTAIS
Na opinião da Light, é dificultoso identificar justificativa econômica para que a energia ora
incentivada seja remunerada a R$ 1.420,34/MWh (diesel) e R$ 792,49/MWh (gás), pois:

O custo da geração a diesel está equiparado ao primeiro patamar da Curva de Custo de
Déficit, com indicativo de corte de carga até 5%, conforme Resolução Homologatória nº
1.837/2014;

Os custos da geração a diesel e a gás superam o Custo Marginal de Operação (CMO),
em todos os Submercados, previsto pelo ONS para o período definido para compra
obrigatória desta energia, dezembro de 2015, como mostra a tabela a seguir:
Subsistema
SUDESTE
SUDESTE
SUDESTE
SUDESTE
SUL
SUL
SUL
SUL
NORDESTE
NORDESTE
NORDESTE
NORDESTE
NORTE
NORTE
NORTE
NORTE
Patamar
1
2
3
Médio
1
2
3
Médio
1
2
3
Médio
1
2
3
Médio
abr-2015
mai-2015
jun-2015
938.42
938.42
883.29
916.83
938.42
938.42
883.29
916.83
775.71
775.71
756.42
768.15
91.78
91.78
91.78
91.78
733.59
732.33
689.31
715.74
733.59
732.33
689.31
715.74
732.33
732.33
670.29
708.23
171.19
171.19
171.19
171.19
718.84
712.81
687.41
703.91
718.84
712.81
687.41
703.91
718.84
712.81
687.41
703.91
718.84
712.81
687.41
703.91
jul-2015
703.35
703.02
677.67
694.03
703.35
703.02
677.67
694.03
703.35
703.02
677.67
694.03
703.35
703.02
677.67
694.03
ago-2015 set-2015 out-2015 nov-2015 dez-2015 jan-2016 fev-2016 mar-2016
696.18
696.18
661.43
683.24
696.18
696.18
661.43
683.24
696.18
696.18
661.43
683.24
696.18
696.18
661.43
683.24
668.58
668.58
629.30
653.85
668.58
668.58
629.30
653.85
668.58
668.58
629.30
653.85
668.58
668.58
629.30
653.85
587.30
587.30
563.26
578.37
587.30
587.30
563.26
578.37
587.30
587.30
563.26
578.37
587.30
587.30
563.26
578.37
484.63
484.63
471.81
479.61
484.63
484.63
471.81
479.61
484.63
484.63
471.81
479.61
484.63
484.63
471.81
479.61
441.31
441.31
428.17
436.42
441.31
441.31
428.17
436.42
441.31
441.31
428.17
436.42
441.31
441.31
428.17
436.42
305.70
305.70
294.17
301.22
305.70
305.70
294.17
301.22
305.70
305.70
294.17
301.22
305.70
305.70
294.17
301.22
288.86
288.86
276.15
284.06
288.86
288.86
276.15
284.06
288.86
288.86
276.15
284.06
288.85
288.85
276.15
284.06
280.90
280.90
271.84
277.53
280.90
280.90
271.84
277.53
280.90
280.90
271.84
277.53
171.19
126.31
126.31
131.02
Fonte: ONS – Relatório Executivo do PMO de Março/2015. Semana Operativa de 21/03/2015 a 27/03/2015 .
2
Trecho do art. 2º da Norma de Organização ANEEL Nº 40/ 2013, aprovada pela Resolução Normativa
nº 540/2013.
5
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
O custo da geração a diesel supera àqueles das usinas do Sistema Isolado, cujo CVU
médio é de R$ 667,70 para usinas a óleo/diesel, que além de remunerarem um maior
custo para a operação, manutenção e disponibilidade de combustível nestas regiões (de
maior complexidade se comparados aos centros urbanos), não privilegiam a modicidade
tarifária;

O custo da geração a diesel e gás supera o valor das UTEs existentes no SIN, conforme
tabela abaixo:
Combustível
Gás
Óleo
Diesel
Potência Total [MW]
CVU (Med. Ponderada) [R$/MWh]
13.216,53
4.402,31
2.334,47
R$ 240,33
R$ 508,52
R$ 958,96
Fonte: ONS – PMO Semana Operativa de 07/03/2015 a 13/03/2015.

Os valores definidos nos Anexos III e IV da Resolução Normativa nº 427/2011,
referência para os preços da Minuta de Resolução, mostram significativa diferença entre
os custos das usinas de até 100kW e das acima de 1000kW, conforme tabela abaixo.
Destaca-se que apesar da potencial adesão de pequenas unidades consumidoras, o
maior volume de energia será fornecido por grandes geradores, com custo bem inferior
ao atribuído.
Diesel
Potência
[kW]
Consumo
Específico
Gás
100
1.000
5.000
10.000
100
1.000
5.000
10.000
0,404
0,289
0,283
0,253
0,404
0,289
0,283
0,253
[L ou m³/kWh]
Preço do
combustível
[R$/L ou m³]
Custo do
Combustível
[R$/MWh]
R$2,81
R$2,81
R$2,81
R$2,81
R$1.136,45
R$812,96
R$796,08 R$711,69
R$153,08
R$130,50
R$109,07
R$237,79
R$147,49
R$1.527,32
R$1.090,95
+8%
-23%
R$1,35
R$1,35
R$1,35
R$1,35
R$543,70 R$388,94
R$380,86
R$340,49
R$72,29
R$72,29
R$63,24
R$132,28 R$116,24
R$176,50 R$176,50
R$176,50
R$163,39
R$1.037,42 R$923,76
R$792,49 R$637,73
R$629,65
R$567,12
-21%
-28%
O&M
[R$/MWh]
R$95,82
R$72,29
Receita Fixa
[R$/MWh]
Valor da Energia
[R$/MWh]
Variação em
relação à Minuta
-27%
-35%
0%
-20%
Fonte: Elaboração própria, com base na Resolução Normativa nº 427/2011.
6
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
Os custos estabelecidos estão muito descolados dos parâmetros de mercado, como
mostra a tabela a seguir, sinalizando o incentivo aos geradores mais ineficientes, na
contramão do incentivo à eficiência e da modicidade tarifária, pilares importantíssimos
do arcabouço regulatório vigente:
R$/MWh
Parâmetro de Mercado
p/ Gerador Existente
3
Parâmetro de Mercado
p/ Gerador Novo
4
Proposta
ANEEL AP
Diesel
495
680
1.420
Gás
350
580
792
Fonte: Elaboração Própria.
Ademais é inegável que o incentivo de geração a partir de diesel, e até do gás (quando não
enquadrada como cogeração qualificada), atua na contramão das questões ambientais
mundiais, tendo em vista o elevado grau de emissão de CO2 a partir de tais fontes.
IV DOS IMPACTOS FINANCEIROS PARA AS DISTRIBUIDORAS
Como é de amplo conhecimento, desde o final do ano de 2012, as distribuidoras passaram a ter
um expressivo problema de fluxo de caixa, devido, principalmente, à hidrologia desfavorável
que elevou exacerbadamente os custos de Parcela A (principalmente aquisição de energia e
encargos setoriais), tornando-os superiores ao EBITDA de todo o segmento.
Com a finalidade de mitigar tais problemas, que teriam consequências insustentáveis para as
distribuidoras, ao longo de 2013 e 2014 foram desenhadas soluções que resultaram em aportes
do Tesouro Nacional e de empréstimos bancários junto à Conta-ACR, visando garantir a
normalidade das liquidações da CCEE, destinadas a cobrir os custos de aquisição de energia
no mercado de curto prazo e do despacho termelétrico.
A partir de 2015, o sistema das Bandeiras Tarifárias passou a vigorar, com o objetivo de
adiantar às distribuidoras a receita destinada a cobrir seus custos com exposição involuntária,
risco hidrológico, CONER, ESS e geração térmica com custo variável superior a R$ 200/MWh,
3
Os custos são médios para geração considerando os valores de combustível (diesel e gás natural),
operação e manutenção preventiva da planta com peças (excluindo os custos de overhaul).
4
Além dos custos considerados para o “Gerador Existente”, também estão computados os custos médios
para aquisição de um novo gerador, com os investimentos sendo amortizados em 24 meses com uma
taxa de correção de 12% ao ano.
7
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passando a fazer o papel dos referidos aportes, realizados em 2013 e 2014. Adicionalmente,
em fevereiro de 2015 a ANEEL homologou Revisão Tarifária Extraordinária (RTE), objetivando
reconhecer nas tarifas os custos referentes às quotas da CDE para o ano de 2015, Itaipu,
geração térmica com custo variável inferior a R$ 200/MWh e despesas com compra de energia
elétrica via CCEARs para o período de março até o processo de reajuste tarifário de cada
distribuidora, com um efeito médio de 23,4%.
Nota-se, portanto, que tanto o Governo Federal quanto a ANEEL demonstraram preocupação
com a sustentabilidade do segmento de distribuição, ameaçado pelos crescentes custos com
compra de energia e encargos. Nesse contexto, ressaltamos que a proposta em análise de
compra de energia dos geradores próprios de unidades consumidoras pode resultar em custos
adicionais significativos, agravando o descasamento de caixa do segmento de distribuição em
2015. Por exemplo, o custo adicional ocasionado pela compra de 100 MWmed de geradores a
diesel por 6 meses, nos moldes propostos pela ANEEL, é superior a R$ 350 MM.
Ademais, considerando a necessidade de instalação de medidores adicionais, bem como a de
alteração nos processos operacionais e comerciais das concessionárias de distribuição, estes
custos podem ser ainda mais impactantes, uma vez que a minuta de resolução da AP 012/2015
imputa tais obrigações às distribuidoras.
Portanto, desde logo, sugere-se que o custo com os medidores a serem instalados para a
geração própria das unidades consumidoras e com os medidores bidirecionais, no caso de
injeção de energia elétrica na rede de distribuição, seja de responsabilidade dos consumidores,
assim como custos com a vistoria, a fim de evitar deslocamentos desnecessários às unidades
consumidoras.
Ressalta-se, ainda, que não está clara na minuta de resolução a maneira com que as
distribuidoras serão ressarcidas pelos custos incorridos, sendo, conforme já mencionado,
inevitável o descasamento de caixa, tendo em vista que a Nota Técnica estabelece que o
reembolso ocorrerá no processo tarifário específico de cada distribuidora, via ESS-SE. Deste
modo, como o ESS-SE é pago pelas próprias concessionárias, não haverá qualquer alívio de
caixa até que o próximo reajuste ocorra, com impactos adicionais nas tarifas, as quais já estão
extremamente elevadas, considerando seus recentes acréscimos.
8
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V
DAS QUESTÕES TÉCNICAS E TRIBUTÁRIAS
A regulamentação proposta prevê a existência tanto de geração isolada da rede de distribuição,
quanto de injeção de excedente pelo consumidor, com necessidade de adequação das
instalações pelo mesmo e posterior vistoria pelo agente de distribuição.
Entretanto, em função da complexidade do tema objeto da AP 012/2015, deveriam constar
dispositivos expressos na Resolução e PRODIST para a realização de estudos, exigências
técnicas para conexão, condições de operação e limite de injeção de energia na rede de
distribuição, tal como definido para as hipóteses de micro e minigeração (Resolução Normativa
nº 482/2012 e Submódulo 3.7 do Módulo 3 do PRODIST).
Com relação especificamente à hipótese de injeção de energia na rede, sugere-se que seja
utilizado o limite de potência instalada de até 1 MW 5, com equiparação à demanda contratada
pela unidade consumidora, nos mesmos moldes aplicados à micro e minigeração distribuída,
uma vez que as distribuidoras já detêm normas técnicas internas contendo tal procedimento.
Ademais, no tocante às questões tributárias, embora se reconheça a ausência de competência
da ANEEL para regulamentar o tema, há que se recordar a dificuldade enfrentada pelas
distribuidoras no momento da implantação da Resolução Normativa nº 482/2012, demandando
inclusive ajustes específicos no referido ato normativo, de modo a solucionar eventuais
questionamentos fiscais (Audiência Pública nº 100/2012).
As dificuldades que serão encontradas para pacificar a interpretação no âmbito tributário devem
ser consideradas, uma vez que serão inseridas variáveis hoje inexistentes, tais como o
faturamento simultâneo de consumo e de venda de energia elétrica.
5
Cabe destacar que este tema foi objeto da Consulta Pública nº 005/2014, resultando na Nota Técnica 086/2014SRG-SRD/ANEEL, que compilou uma série de dificuldades que seriam enfrentadas caso a potência instalada, nas
hipóteses de geração conectada ao sistema de distribuição, fosse superior a 1 MW.
9
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VI QUESTÕES ADICIONAIS
Além das questões apontadas durante o discorrer destas contribuições, os documentos
apresentados no âmbito desta Audiência Pública necessitam de ajustes, tendo em vista as
seguintes questões:
i.
O
conceito
de
geração
distribuída
deve
estar
alinhado
àquele
do
Decreto nº 5.163/2004 que, no art. 14, a define como aquela gerada por
empreendimentos conectados ao sistema de distribuição, sendo a fonte termelétrica
limitada à potência de 5 MW ou que possua grau de eficiência energética superior a
75% ou, ainda, que se utilize de biomassa ou resíduos de processo.
ii.
Necessidade de declaração expressa do consumidor sobre a existência e
regularidade de licenças ambientais compatíveis com o período de utilização do
gerador, responsabilizando-se por quaisquer danos decorrentes da operação e
manutenção de suas máquinas geradoras.
iii.
A forma de pagamento pela energia deve ser efetuada a critério da distribuidora,
podendo a mesma adotar o crédito em fatura, caso seja viável do ponto de vista
fiscal. Neste tocante, como pontuamos acima, há inúmeras questões tributárias
envolvidas, como: obrigatoriedade de emissão de nota fiscal de venda de energia na
referida operação (ressalvados casos específicos de dispensa); necessidade do
diferimento do ICMS, na operação de venda de energia, pelas novas unidades
geradoras; e incidência de diversos tributos federais (PIS, COFINS, IR e CSLL).
iv.
Sendo o reembolso dos custos da energia gerada realizado via ESS-SE, é
necessária a inclusão desse item na Conta Centralizadora, mediante ajuste do valor
das Bandeiras Tarifárias, possibilitando reembolso mensal e mitigando o risco de
descasamento de caixa e déficit tarifário.
v.
Necessidade de definição, em cláusula contratual dos contratos de adesão
apresentados no âmbito desta Audiência Pública, da previsão dos horários de
geração, possibilitando ajustes técnicos e mitigando riscos na operação do sistema
da distribuidora.
10
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Contribuição AP 012/2015
vi.
Necessidade de avaliação dos impactos das injeções de energia desses geradores
sobre as redes de distribuição, tais como níveis de energia reativa, harmônicos e
flickers, podendo causar abertura involuntária das proteções, alteração dos perfis de
tensão e fatores de potência abaixo da regulamentação vigente.
vii.
Em função do item anterior poderá haver alteração nos indicadores de continuidade
(DEC/FEC)
e de tensão (DRP/DRC), gerando violações
e consequentes
compensações financeiras não esperadas. É necessário definir o tratamento a ser
dado para esses indicadores, uma vez que a construção dos limites dos mesmos
não considera o cenário com participação desses geradores.
viii.
Dentre as obrigações da distribuidora, também deve estar prevista a prerrogativa de
suspensão imediata do fornecimento de energia elétrica à unidade consumidora
quando constatadas irregularidades na sua geração, como, por exemplo, o desvio de
energia realizada após o sistema de medição de geração para venda a um outro
consumidor, possibilitando um ganho duplo por parte do fraudador e perda de
faturamento para a distribuidora.
ix.
A distribuidora de energia elétrica não possui competência técnica, regulatória ou
legal para comprovar, por meio de vistoria, que o combustível a ser utilizado é o
mesmo declarado pelo consumidor detentor da unidade consumidora com geração,
não devendo esta obrigação ser imputada às concessionárias de distribuição.
x.
Ausência de previsão de remuneração àqueles consumidores que se utilizarem de
duas ou mais unidades geradoras abastecidas por diferentes combustíveis ou,
ainda, de unidade geradora bicombustível (diesel/gás).
xi.
A participação do consumidor detentor da unidade consumidora com geração na
Chamada Pública deverá estar condicionada a adimplência de suas obrigações junto
à distribuidora de energia elétrica. Caso esta condição não seja acatada pela
Agência, propõe-se que os créditos, os quais a distribuidora possua com este
consumidor, deverão ser abatidos dos valores pagos pela geração de energia.
xii.
Necessidade de estabelecer formas de assegurar a celebração do Acordo Operativo
em tempo razoável, de maneira que resguarde o sistema de distribuição. A
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Contribuição AP 012/2015
experiência com o Contrato de Conexão ao Sistema de Distribuição, que exige a
celebração de um Acordo Operativo, ilustra as dificuldades quanto à negociação.
Considerando que há um prazo determinado até 18 de dezembro de 2015, é mister
que, para o usufruto do mecanismo posto nesta Audiência Pública pelo consumidor,
haja a celebração do referido Acordo Operativo de forma célere.
VII PROPOSTAS E CONCLUSÕES
Considerando os argumentos suscitados ao longo deste documento, os quais demonstraram as
inúmeras fragilidades contidas na regulamentação proposta, com repercussão das mais
diversas
naturezas
(econômicas,
comerciais,
técnicas,
financeiras
e
tributárias),
é
imprescindível que seja: (i) apresentada AIR para confirmar que os benefícios potenciais dessa
medida ultrapassam seus custos econômicos e ambientais; e (ii) concedido prazo adicional e
suficiente para que sejam debatidas as questões relacionadas ao tema.
Entretanto, caso não sejam deferidos os itens supracitados, requer-se que sejam consideradas
e incluídas na elaboração da documentação final da AP 012/2015 as questões levantadas ao
longo destas contribuições.
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