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Nota Técnica n° 105/2015-SRG/ANEEL

Em 24 de setembro de 2015.

Processo: 48500.002243/2015-62

Assunto: Adicional de receita associada a melhorias para composição do preço-teto do Leilão n° 12/2015-A N E E L

I. DO OBJETIVO

1. O objetivo desta Nota Técnica é propor a inclusão de adicional de receita no cálculo do preço-teto do Leilão h° 12/2015 - ANEEL para cobertura dos investimentos em melhorias ao longo do período de concessão dás usinas que serão licitadas.

II. DOS FATOS

2. Em 11 de setembro de 2012, foi editada a Medida Provisória n° 579 - MP 579, a qual dispõeque as concessões de geração de energia hidrelétrica alcançadas pelo art. 19 da Lei n° 9.074/1995 poderão ser prorrogadas ou relicitadas, a critério do poder concedente, uma única vez, pelo prazo de até 30 anos, para assegurar a continuidade, a eficiência da prestação do serviço e a modicidade tarifária, no regime de cotas e remuneração por tarifa calculada pela ANEEL. •

3. Em dezembro de 2012, foram assinados os Termos Aditivos para prorrogar os prazos dos Contratos de Concessão das usinas hidrelétricas, cujas concessionárias aceitaram as condições estabelecidas na MP 579.

4. A MP 579 foi convertida na Lei n° 12.783, de 11 de janeiro de 2013, seu § 6o do art. 1o prevê que caberá à ANEEL disciplinar a realização de investimentos que Serão considerados has tarifas, com vistas a manter a qualidade e continuidade da prestação do serviço pelas usinas hidrelétricas, conforme regulamento do poder concedente.

5. Em 27 de novembro de 2013, o Ministério de Minas e Energia - MME editou a Portaria n° 418, como regulamento do poder concedente de que trata o §6° do art. 1o da Lei n° 12.783/13.

6. Em 16 de dezembro de 2014, por meio da Resolução Normativa n° 642, foi aprovado o submódulo 12.4 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET, o qual estabelece critérios e procedimentos para a realização de investimentos que serão considerados nas tarifas dé usinas no regime decotas, nos termos da Lei n0 12.783/2013.

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7. O MME, por meio da Portaria n° 218, de 15 de maio de 2015, e suas alterações, resolveu quea ANEEL promoverá direta ou indiretamente, leilão para licitação de concessões de usinas hidrelétricas, com alocação em cotas de suas garantias físicas de energia e de potência. O Anexo I da Portaria apresenta os lotes a serem licitados, que totalizam 29 usinas hidrelétricas, com potência de 1,4 a 3.444 MW, localizadas nos Estados de Goiás, Paraná, Santa Catarina, Minas Gerais e São Paulo.

8. Em 18 de agosto de 2015, foi publicada a Medida Provisória n° 688 - MP 688, que alterou oart. 8o da Lei n° 12.783/2013, que trata da licitação das concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica que não forem prorrogadas, nos termos desta Lei. Além de outras providências, a MP 688 instituiu a bonificação pela outorga de: geração a ser paga pelo proponente vencedor do leilão e determinou que p Conselho Nacional de Política Energética - CNPE estabelecerá a parcela da garantia física que não será destinada ao Ambiente de Contratação Regulada - ACR, sendo de livre disposição do vencedor da licitação.

9. Na 30a Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL, realizada em 18 de agosto de 2015, a diretoria da ANEEL decidiu pela instauração de Audiência Pública AP n° 054/2015, por intercâmbio documental, no período de 19 de agosto a 18 de setembro de 2015, com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da minuta do Edital e respectivos Anexos do Leilão n° 12/2015-ANEEL, denominado “Leilão de Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas ,em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência”, nos termos da Lei n° 12.783/2013, com a redação dada pela MP 688.

10. Nos dias 9 e 21 de setembro de 2015 foram realizadas reuniões técnicas com a Diretoria da ANEEL para apresentação da proposta-que se refere esta Nota Técnica, havendo concordância por parte dos diretores presentes quanto ao mérito.

11. .A Resolução CNPE n° 2, de 18 de setembro de 2015, estabeleceu, entre outros parâmetrostécnicos e econômicos das licitações de concessões de geração de energia elétrica de que trata o art. 8° da Lei n° 12.783/13, o valor da bonificação pela outorga por lote e por Usina Hidrelétrica e o percentual da garantia física das usinas destinado ao ACR igual à 100% em 2016, e igual à 70% a partir de 1° de janeiro de 2017. . .

III. DA ANÁLISE

HI.1 Do conceito dos investimentos em melhorias

12. A Lei n° 12.783/2013 definiu que caberá à ANEEL disciplinar a realização de investimentosque serão considerados nas tarifas, com vistas a manter a qualidade e continuidade da prestação do serviço pelas usinas hidrelétricas, conforme regulamento do poder concedente, este último, editado pela Portaria MME n° 418/2013. . ,

13. A referida portaria, pontua que a realização dos investimentos será de responsabilidade da concessionária de geração de energia elétrica, com direito à correspondente parcela adicional de Receita Anual de Geração - RAG, calculada e definida pela ANEEL. A Portaria também define que a regulamentação da ANEEL deverá estabelecer mecanismos que permitam o investimento tempestivo, da concessionária, para evitar o comprometimento do serviço adequado.


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14. A principal diferença conceituai introduzida pela Lei n° 12.783/2013 para os geradores hidráulicos que renovaram as concessões ou que venham a ser licitados nos termos da presente lei é que não competirão no mercado em busca de contratos de venda de energia, mas sim receberão uma receita para manter a prestação do serviço adequada.

15.- A receita que o gerador hidráulico em regime de cotas recebe deve assegurar recursos para o agente operar o aproveitamento dentro de padrões de qualidade definidos, regidos atualmente pela Resolução Normativa n° 541, de 12 de março de 2013, recebendo uma bonificação quando os padrões são superados e urna penalidade quando não atingem a referência.

16. No entanto, essa receita não cobre investimentos adicionais que precisam ser realizados nas usinas hidrelétricas para mantê-las adequadas à prática da atividade. Tratam-se de empreendimentos antigos, que em muitos casos precisão passar por processo de revitalização para garantir a qualidade e atualidade da produção de energia elétrica, compreendendo a modernidade das técnicas, dos equipamentos, das instalações e a sua conservação.

17. O Contrato de Concessão das usinas que estão sob a égide da Lei 12,783/2013 preveem que a Concessionária deverá-executar as melhorias nas instalações de geração, visando manter a prestação adequada do serviço público de que é titular: Os investimentos prudentemente realizados serão avaliados e incorporados à RAG, conforme submódulo 12.4 do PRORET da ANEEL.

18. Conforme o submódulo 12.4 do PRORET, a concessionária deve. enviar à ANEEL um plano de investimento ém melhorias, com horizonte de 5 anos, para cada ciclo de revisão tarifária. Compete à esta. Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração - SRG analisar os planos de investimentos, cujos itens podem ser aprovados ou não. A aprovação do plano de investimentos implica autorização para realização dos serviços que o compõem.

19. " Ocorre que, como já apontado na Nota Técnica n932/2014-SRG-SRE/ANEEL, de 16 de junhode 2014, que subsidiou a abertura de Audiência Pública para a publicação do submódulo 12.4 do PRORET, os investimentos em melhorias trazem um risco aos consumidores cotistas das usinas.

20. Tal risco pode ser caracterizado de forma simplificada de duas formas: (i) um investimento não ser realizado e ocorrer um sinistro que comprometa a entrega do produto (energia), implicando normalmente em uma solução de maior custo; ou (ii) um investimento não necessário ou que podia ser postergado onerando a receita final a ser paga. Acrescenta-se ainda o preço da contratação que pode ser outra variável de preocupação.

21. Do ponto de vista regulatório, o sinal econômico introduzido pelo novo modelo é substituição. Equipamentos novos têm melhor desempenho, consequentemente melhores índices de disponibilidade. Quapto maior a disponibilidade, maior a remuneração adicional, sem considerar a remuneração pelo investimento realizado.

22. Como os ativos não amortizados ou depreciados foram indenizados, os aproveitamentos iniciam a nova fase de concessão com a base de remuneração nula, devendo ao longo do tempo constituir nova base por meio dos investimentos. Novos investimentos, maior base, maior remuneração, conseqüente estímulo para a realização de investimentos.


23. O balanço entre os interesses dos consumidores e dos concessionários de geração é o grande desafio da regulação, que é ampliado pela enorme assimetria de informações existente entre entes envolvidos no processo. .

24. Ademais, a análise dos planos de investimentos em melhoria por parte da ANEEL faz com que as concessionárias fiquem dependentes da aprovação do plano para captação dos recursos necessários a execução das obras e dos serviços.

25. O regime de cotas que será aplicado às usinas participantes do Leilão n° 12/2015-ANEEL tem como base, além da Lei n° 12.783/2013, a MP 688 e a Resolução n° 2/2015 do CNPE, as quais possibilitaram que uma parcela da garantia física seja de livre disposição do vencedor da licitação. Ou seja, o vencedor desta licitação deverá contratar 70% de:sua energia com as distribuidoras de .energia elétrica e 30% de livre dispor; para contratação nos ambientes livre, regulado ou exposição ao mercado de curto prazo, conforme sua estratégia empresarial.

26. A modificação trazida pelas MP 688 e Resolução n° 2/2015 do CNPE em um primeiro momento fez a SRG refletir como se daria o pagamento para os vencedores da licitação no caso dé melhorias. Para essas usinas, o cálculo do adicional de receita referente aos investimentos em melhorias deverá ser distinto daquele previsto no submódulo 12.4 do PRORET, tendo em vista que se trata, de empreendimentos que comercializam energia no ACR e no Ambiente de Contratação Livre - ACL.

27. Inicialmente, pensou-se que 70% de um determinado- investimento poderia ser pago pelos cotistas e 30% pela própria vencedora da licitação por mejo da venda da energia de seu livre dispor. Desta forma, por exemplo, caso houvesse a necessidade da troca de um transformador elevador, os cotistas pagariam 70% do valor e o gerador 30%.

28. Apesar da utilização da proporção 70/30 ter a sua lógica, sua implementação poderia trazer uma série de imperfeições e sinais equivocados no ambiente regulatório. Por exemplo, como seria tratado a base de remuneração da usina. Pela lógica apenas 70% séria considerado para compor a receita.

29. Em geral, as obras e os serviços de melhorias compreendem a instalação, substituição ou reforma de equipamento em instalação de geração existente, ou a adequação dessa instalação, visando manter a prestação de serviço adequado de geração de energia elétrica.

30. Assim, essas intervenções promovem eficiência e benefícios para a totalidade do empreendimento, sem distinção entre a energia produzida alocada ao mercado regulado ou livre. Ou seja, é considerável a dificuldade em separar e valorar do adiciona! de receita referente a esses investimentos que será acrescido à RAG daquele que será recuperado com a venda de energia no AGL.

31. Apesar da Resolução do CNPE n° 02/2015 estabelecer o rateio de 70% da garantia física para o ACR e 30% para o ACL, a alocação dos custos nesta proporção poderia implicar na aprovação de melhorias com orçamentos superestimados (assimetria de informação), e consequentemente o concessionário poderia recuperar mais. que 70%, ou até 100% nos piores casos, de seu investimento apenas por meio de sua receita oriunda do ACR, caracterizando-se uma situação de subsídio cruzado entre o ACR e o ACL.


32. Desta forma, a SRG identificou uma oportunidade para a ANEEL aperfeiçoar o mecanismo de reconhecimento dos investimentos a serem realizados em melhorias definidos no PRORET. Entretanto, tal mecanismo deve ser implantado no nascedouro da Concessão, no caso, no momento da licitação.

33. A minuta do Edital do Leilão n° 12/2015-ANEEL, disponibilizada no âmbito da AP nq 054/2015, estabelece que o preço-teto para cada lote do Leilão corresponde ao Custo de Gestão dos Ativos de Geração - GAG das usinas hidrelétricas adicionado da parcela de Retorno da Bonificação pela Outorga - RBO, estabelecida pelo CNPE.

34. Dispõe também que a proposta financeira deverá ser menor ou igual ao preço-teto pela prestação do serviço de geração, sendo vencedora do leilão a proposta que apresentar o lance de menor valor. O item 7.2 da minuta do Edital apresenta o custo-teto (GAG-teto) para as usinas integrantes de cada lote do Leilão.

35. Para explicar o mecanismo de reconhecimento dos investimentos a serem realizados em melhorias nas usinas, faz-se uso da Figura 1. Esta figura apresenta do lado esquerdo a receita do agente vencedor da licitação dada pela soma da RBO + GAG, que formará o lance do proponente na licitação, e o quanto o cotista pagará por esta energia quando se soma parcela encargos, para 70% da energia negociada no leilão. Do lado direito a parcela de livre dispor do gerador. Esta foi a configuração submetida à Audiência pública para subsidiar a publicação do Edital do Leilão n° 12/2015-ANEEL e pode ser representada conforme abaixo:

Livre dispor

70% GF 30% GFFigura 1. Receita e custo da energia do vencedor da licitação submetido à Audiência Pública.

36. Entretanto, a parcela 70% GF (RBO + GAG + Encargos) não será a tarifa final que o cotista deverá pagar ao vencedor da licitação. A ela, no decorrer da concessão, deverão ser somado os investimentos em melhorias para a manutenção do serviço adequado, dentro dos padrões de qualidade definidos nos regulamentos da ANEEL. Assim, caso fosse aplicado o submódulo 12.4 do PRORET às usinas licitadas no Leilão n° 12/2015, não haveria manutenção das tarifas negociadas no Leilão ao longo da concessão dessas usinas, ocorrendo incremento de tarifa sempre que houvesse reconhecimento de reçeita associada a investimentos em melhoria. Em outras palavras, é possível na licitação conhecer a tarifa inicial que o cotista irá pagar a concessionária. A média da tarifa a ser paga durante o período de


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concessão irá depender, dentre outras variáveis de incerteza já alocadas :aos cotistas como o risco hidrológico, da quantidade de melhoria que o agente declarar que precisa fazer na usina.

37. A SRG propõe que, com a abertura legal dada pela MP 688 e Resolução n° 2/2015 do CNPE, os investimentos em melhoria passem a fazer parte do lance que os proponentes vendedores darão no leilão. Assim, o lance, e consequentemente o preço-teto do leilão, seria formado não mais apenas pelos custos de operação e manutenção e. RBO, mas também pelos investimentos em melhorias precificados pelo agente interessado. A Figura 2 ilustra a proposta.

Encargos

Melhorias

Lance

70% GF 30% GF

Figura 2. Representação do item melhorias no lance do leilão e preço-teto.

38. De uma forma resumida e simples, o lance do proponente vendedor.na licitação do Leilãon° 12/2015 deve conter o item melhorias e, durante todo o período da concessão e nenhum outro valor deve ser solicitado à ANEEL para realização de melhorias na usina. A conformidade da operação nos padrões de qualidade e confiabilidade da prestação do serviço definida pela ANEEL deve ser buscada pelo licitante com a reserva financeira que utilizou no leilão para precificaro item melhorias. Comparando, exceto pela parcela de encargos setoriais, seria o lance de preço como de qualquer leilão regulado pela ANEEL, energia nova ou existente, amplamente conhecido por todos investidores e empresas que atuam no setor elétrico.

39. Inúmeras são as vantagens de se considerar no preço do leilão o item melhorias em relação a regulação atualmente praticada:

a) elimina a assimetria de informações entre o agente regulado e a ANEEL;

b) elimina a necessidade da revisão tarifária que seria realizada pela ANEEL;

c) elimina riscos do- agente apresentar equipamentos com eventuais sobrepreços (a ANEEL não dispõe de-um banco de preços de geração);


d) elimina riscos do agente trocar equipamentos que poderiam ser utilizados por mais tempona usina;

e) ‘ elimina o incentivo que o agente possa ter para trocar o maior número deequipamentos para aumentar sua base de remuneração;

f) elimina o risco do agente submeter investimentos realizados e ele ser negado pela ANEEL;

g) diminui custos do agente e da ANEEL na burocracia envolvida na juntada de documentos e demonstração/análise dos investimentos para fins de reconhecimento;

h) a ANEEL pode ficar focada exclusivamente na atividade fim para qual ela foi criada: regulação e fiscalização;

i) elimina qualquer método que tente separar quanto do investimento em melhorias deve ser pago pelos cotidas ê quanto pelo próprio agente; e

j) aumenta a competição no leilão, uma vez que a melhoria passa a ser mais umavariável do lance do interessado.

40; Além de todos os benefícios supramencionados, termina as incertezas relacionadas à análisepara aprovação do plano de investimentos em melhorias, tanto para as concessionárias como para o agente regulador. Com isso, a ANEEL busca eficiência ao reduzir a atividade trabalhosa e demorada deanalisar e aprovar os planos de investimento de todas as usinas em regime de cotas.

41. Ressalta-se que, na hipótese da consideração do item melhorias no preço-teto e lance do leilão, o submódulo 12.4 do PRORET não se aplicará as usinas participantes do Leilão n° 12/2015, sendo necessária a revisão e a atualização deste submódulo em momento oportuno.

42. Os padrões de qualidade ■ para usinas de geração hidrelétrica são definidos em três regulamentos da ANEEL:

(i) Resolução Normativa n° 614, de 3 de junho de 2014, a qual estabelece os critérios eprocedimentos para a apuração de indísponibilidades de usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente e, caso o índice dê Disponibilidade Verificada - IDv de uma usina seja inferior ao índice dè Disponibilidade de Referência - ID considerado no cálculo da respectiva garantia física, a usina estará sujeita à aplicação do Mecanismo de Redução da Energia Assegurada para fins de alocação no Mecanismo de Realocação de Energia - MRE;

(ii) Resolução Normativa n° 409, de 10 de agosto de 2010, a qual estabelece os critérios eprocedimentos para cálculo da geração média de energia elétrica de usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente e, cãso a geração média não atenda os limites estabelecidos na norma, a usina poderá ser excluída do MRE;


(iii) Resolução Normativa n°541, de 12 de março de 2013, a qual estabelece as disposições relativas ao padrão de qualidade do serviço de geração de energia elétrica prestado por concessionárias de usinas hidrelétricas alcançadas pela Lei n° 12.783, de 11 de janeiro de 2013, e o Decreto n° 7.805, de 14 de setembro de 2012, o qual será considerado na Receita Anual, de Geração - RAG, a cada reajuste anual e revisão de receita.

111.2 Da metodologia utilizada para o cálculo do item “melhorias” no preço-teto do leilão

43. Esta seção da Nota Técnica propõe um método de cálculo para compor o item melhorias a ser definido no preço do leilão. Tal método faz a correlação da.GAG do empreendimento com a necessidade de investimentos em melhorias durante o período de concessão.

44. As usinas hidrelétricas que participarão da licitação são usinas que já passaram por um período de concessão. Portanto, é natural que equipamentos e materiais sejam substituídos por outros mais modernos e em melhor estado de conservação.

45. Os investimentos em melhorias são centrados em equipamentos eletromecânicos, de supervisão, controle, proteção, telecomunicações, entre outros, São equipamentos que com o passar do tempo ficam obsoletos, às vezes sem peça de reposição no mercado, ou de tecnologia ultrapassada, que precisam ser trocados por digitais.

46. Assim, para estimar quanto custariam esses equipamentos utilizou-se o universo de 54 novas usinas hidrelétricas que foram recentemente licitadas. O Anexo 1 desta Nota Técnica -lista as usinas com as respectivas datas de licitação e outras informações relevantes.

47. Para cada um dos 54 empreendimentos considerou-se o valor do investimento total nos equipamentos eletromecânicos. O objetivo foi tentar encontrar um valor que corresponde a trocar todos os equipamentos eletromecânicos das usinas que serão licitadas no .Leilão n° 12/2015 por novos. Uma tentativa de representar o valor aproximado de uma obra completa de modernização de uma usina que se encontra em operação comercial por longa data.

48. Para usinas com capacidade instalada menor que 30 MW, o valor dos equipamentos eletromecânicos foram obtidos por meio das fichas de dados dos empreendimentos de geração de energia elétrica integrante da Habilitação Técnica pela Empresa de Pesquisa Energética - EPE para fins de participação nos leilões de energia nova.49. Para as usinas maiores, foram considerados as informações constantes nos Orçamentos PadrãO:Eletrobrás- OPE do Projeto Básico que apresenta a listagem de custos de cada empreendimento. Consultou-se nos OPEs, os valores constantes nas contas: 13 - Turbinas e Geradores, 14 - Equipamentos Elétricos Acessórios e .15 - Diversos Equipamentos da Usina, as quais representam os custos dos equipamentos eletromecânicos.

50. Primeiramente, para.cada usina resultante de leilão foi calculado o seu Custo Operacional (GAG) anual, aplicando-se a metodologia adotada na Nota Técnica n° 385/2012-SRE/SRG/ANEEL, de 24 de outubro de 2012, a qual subsidiou o MME no processo de fixação da tarifa inicial de geração das usinas hidrelétricas elegíveis à antecipação dos efeitos da prorrogação das concessões, nos termos da MP 579.


Desta forma, foi estimada a receita anual necessária-para cobrir os custos de operação e'manutenção de cada uma das 54 usinas analisadas;

51. A GAG é composta pelo os Custos Operacionais mais valor de 10% como taxa de remuneração, conforme a Nõta Técnica DEA/DEE 01/12, de outubro de 2012, emitida pela Empresa de Pesquisa Enérgica - EPE, e também adotada pelo MME na ocasião da prorrogação dos Contratos de Concessão. Desta forma, importa ressaltar que1 para os cálculos doravante apresentados utilizam os valores dos Custos Operacionais (GAG menos 10%) das usinas.

52. Em seguida, calculou-se a remuneração, anual dos investimentos que correspondem aos valores dos equipamentos eletromecânicos, considerando-se o Custo Médio Ponderado de Capital (Weighted Average Cost o f Capital - WACC) utilizado na remuneração das instalações de geração de energia elétrica em regime de cotas, igual a 7,16% a.a., conforme estabelecido no Submódulo 12.3 do PRORET. Observe-se que este seria o valor de WACC utilizado para remunerar os investimentos realizados em melhorias caso elas não fossem reconhecidas no preço-teto/de lance do leilão.

53. De posse dos valores dos custos operacionais e investimentos em melhorias anualizados, foi possível verificar para cada usina quanto varia a parcela de investimento em melhorias em função de seus Custos Operacionais. A Figura 3 apresenta a correlação entre esses dois valores para as 54 usinas e a correlação linear que elas possuem.

Custos Operacionais x Investimento

R$180

g R$160

R$140y = 2,021x R2 = 0,9502

R$120

O» R$100

0> R$80

R$60

R$40

R$20

R$90R$80R$40

Cystps OperacionaisR$50 R$60 R$70R$20 R$30R$- R$10

Milhões

Figura 3. Correlação entre os Custos Operacionais GAG e investimento em melhorias.

54. O coeficiente de correlação igual à 2,021 do gráfico indica que para substituir todos os equipamentos eletromecânicos de determinada usina, é necessário que a receita anual para remuneração


deste tipo de investimento seja.aproximadamente duas vezes aquele valor que cobre seus custos de operação e manutenção. Desta forma, caso fossem modernizados todos os equipamentos das usinas eles custariam duas vezes o valor do Custo Operacional.

55. Como teste de aderência, a SRG consultou:os pedidos de melhorias realizados pelas usinas que passaram pelo processo de renovação da concessão ou tiveram sua concessão relieitada. A Figura 4 plota no mesmo gráfico da Figura 3 os dados que a Superintendência possui para três usinas que existem dados: Funil, Porto Colômbia e Três Irmãos.

Custos Operacionais x investimento

R$180

R$140y = 2,G21x R7- = 0,9502

R$120O

Perto Colômbia.

FunilR$40

R$20

R$-R$- R$10 R$20 R$30 R$40 R$70 R$90R$50 R$60 R$80

Custos Operacionais Milhões

Figura 4. Teste do método com usinas que já solicitaram investimento em melhorias.

56. Como pode ser observado, esses pontos se aproximam razoavelmente bem do coeficiente de correlação proposto, a distancia da reta ocorre por que os pedidos de melhorias apresentados pelas usinas referem-se ao primeiro ciclo de revisão tarifária, não incluindo as melhorias futuras ao longo da concessão,

57. Algumas unidades geradoras de usinas hidrelétricas podem ter passado por modernização nos últimos anos. Para estes casos não é necessário alocar duas vezes o valor dos custôs operacionais dessas usinas para cobertura de investimentos futuros em melhorias, sendo suficiente uma parcela menor que 100% do coeficiente de correlação.

58. Para verificar se uma usina hidrelétrica passou recentemente por processo, de modernização foi utilizado duas fontes de dados. Para as usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente, dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS. Para as usinas não despachadas centralizadamente, dados da própria ANEEL.


59. . 0 ONS é responsável por apurar o indice de indisponibilidade das usinas despachadascentralizadamente. Para isso acompanha e possui estatísticas dos períodos de parada das unidades geradoras dás' usinas, por diversos motivos. Para verificar se as usinas participantes do Leilão despachadas; centralizadamente estiveram paradas para intervenções de modernização, utilizou-se as informações enviadas pelo ONS contendo o período de parada por unidade geradora de cada usina com o código relativo à modernização.

60. Por outro lado, para as usinas não despachadas centralizadamente e participantes no Mecanismo de Realocação de Energia - MRE, esta Superintendência realiza periodicamente cálculos da geração média de energia elétrica para fins de avaliação da participação dessas usinas no MRE. Nesses cálculos, são desconsiderados os intervalos em que as unidades geradoras estiveram paradas para modernização. O Banco de horas para expurgo foi utilizado para apuração do tempo em que as unidades geradoras das usinas de pequeno porte do Leilão estiveram fora de operação para fins de Intervenções de melhorias,

61. Os períodos em que as unidades geradoras estiveram paradas para modernização encontra- se no Anexo li desta Nota Técnica.

62. , Com base nessas, informações foi possível estimar a necessidade de melhorias das usinas,considerando que aquelas que não possuem histórico de parada para modernização, ou fizeram obras há anos atrás, ou apresentam intervenções em poucas unidades geradoras apresentam grande probabilidade de realizar investimentos de grande porte após o Leilão. Em compensação, o adicional de receita para melhorias em usinas recentemente ou parcialmente reformadas deve ser reduzido. Da análise efetuada, considera-se adequados os seguintes fatores a serem multiplicados pelo o coeficiente de correlação igual à 2,021.

Tabela 1. Estimativa da necessidade de melhorias,

Necessidade de Melhorias

Pouca ou nenhuma intervenção. 100%

Intervenções relevantes antigas 80%

Intervenções relevantes recentes • 60%

63. A partir do histórico de parada das unidades geradoras de cada usina associado da Tabela 1 foram obtidos os valores de adicional de receita para investimentos em melhorias em função do valor do Custo Operacional.das usinas que serão licitadas no âmbito do Leilão n° 12/2015,

Tabela 2. Proposta para adicional de melhorias no preço-teto do leilão.

Usina HidrelétricaNecessidade de

MelhoriasFator Adicional para Melhorias

ROCHEDO .100% .2,0210 2,0210 x Custo Operacional

GQV.- PEDRO VIRIATQ PARIGOT DE SOUZA (CAPIVARI)

80% 1,6168 1,6168 x Custo Operacional

PARANAPANEMA ' 100% 2,0210 2,0210 x Custo Operacional


Usina HidrelétricaNecessidade de

MelhoriasFator Adicional para Melhorias

MOURAO 100% 2,0210 2,0210 x Custo Operacional

PALMEIRAS 80% 1,6168 1,6168 x Custo Operacional

BRACINHOS 100% 2,0210 2,0210 x Custo Operacional ■

GARCIA 100% 2,0210 2,0210 x Custo Operacional

RIO DOS CEDROS 100% 2,0210 2,0210 x Custo Operacional

SALTÔ WElSSBACH 100% ' 2,0210 2,0210 x Custo Operacional

TRÊS MARIAS- " 80% 1,6168 1,6168 x Custo Operacional'

SALTO GRANDE 80% 1,6168 1,6168 x Custo Operacional

. ITUTINGA , " . 100% ' 2,0210 2,0210 x.Custo Opèracional

CAMARGOS 80% , 1,6168 . 1,6168 x Custo Operacional

PIAU 80% 1,6168 1,6168 x Custo Operacional

GAFANHOTO 80% 1,6168 1,6168 x Custo Operacional

PETI • 80% 1,6168 1,6168 x Custo Operacional

TRON QUEIRAS 80% 1,6168 1,6168 x Custo Operacióriàl

JOASAL 80% 1,6168 1,6168 x Custo Operacional

MARTINS ’ ' 80% 1,6168 1,'6168 x Custo Operacional

CAJURU 80% 1,6168 1,6168 x Custo Operacional

ERVALIA 100% 2,0210 . 2,0210 x Custo Operacional,

NEBLINA 100% . 2,0210 2,0210 x Custo Operacional.

CORONEL DOMICIANO 100% 2,0210 2,0210 x Custo Operacional

PACIÊNCIA 100% 2,0210 2,0210 x Custo Operacional

MARMELOS 80% 1,6168 1,6168 x Custo Operacional

DONA RITA 80% 1,6168 1,6168 x Custo Operacional

SINCERIDADE 100% 2,0210 2,0210 x Custo Operacional

JUPIÁ 60% 1,2126 1,2126 x Custo Operacional

ILHA SOLTEIRA 100% 2,0210 2,0210 x Custo Operacional

64. Os valores da Tabela 2 devem ser incluídos no cálculo do preço-teto do Leilão n° 12/2015 - ANEEL, de forma a elevar a GAG-teto, para cobertura dos investimentos em melhorias ao longo do período de concessão das usinas què serão licitadas.

65. Importante observar que a proposta desta Nota Técnica não é utilizável para ampliações. Para o caso de ampliações ainda deve permanecer a sistemática definida no submódulo 12,4 do PRORET.

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL

66. A argumentação, expressa nesta. Nota Técnica é fundamentada nos seguintes instrumentos: Lei n° 8.987/1995;.Lei n° 9.074/1995; Lei n° 9.427/1996; Decreto n° 7.805/2012; Decreto n° 7.850/2012; Lei n° 12.783/2013; Resolução Normativa n° 642/2014; Medida Provisória n° 688/2015;, Portaria MME n° 418/2013; Portaria MME n° 218/2015, e suas alterações; e Resolução CNPE n° 02/2015.


€ 3 ANEELA G t N c t f i N a c i o n a l d e E n e r g i a E l Et r ic a

V, DA CONCLUSÃO

67. Da análise efetuada, conclui-se pelas vantagens do aumento da GAG-teto do Leilão n° 12/2015 para incorporar os investimentos em melhorias ao longo da concessão, no sentido de evitar os problemas associados à aséimetria de informação entre a ANEEL e as concessionárias. O incremento na GAG-teto estimulará a atratividade e a concorrência entre os participantes do Leilão. Como fundamentado, a proposta desta Nota Técnica traz os seguintes benefícios em relação a regulação vigente:

a) elimina a assimetria de informações entre o agente regulado e a ANEEL;

bj eiimina a necessidade da revisão tarifária que seria realizada pela ANEEL;

c) elimina riscos do agente apresentar equipamentos com eventuais sobrepreços (a ANEEL não dispõe de um banco de preços de geração);

d) elimina riscos do agente troçar equipamentos que poderiam ser utilizados por mais tempo na usina;

e) elimina o incentivo qu§: o agente possa ter para trocar o maior número de equipamentos para aumentar sua base de remuneração;

f) elimina o risco do agente submeter investimentos realizados e ele ser negado pela ANEEL;

g) diminui custos do agente e da ANEEL na burocracia envoivida na juntada de documentos e demonstração/análise dos investimentos para fins de reconhecimento;

h) a ANEEL pode ficar focada exclusivamente na atividade fim para qual ela foi criada: regulação e fiscalização;

i) elimina qualquer método que tente separar quanto do investimento em melhorias deve ser pago pelos cotidas e quanto pelo próprio agente;

j) aumenta a competição no leilão, uma vez que a melhoria passa a ser mais uma variável do lance do interessado;e

k) confere maior previsibilidade ao custo da energia que o consumidor final pagará ao longo da concessão.

68. Para a definição do preço-teto do leilão, conclui-se que os valores constantes na Tabela 2 sãoadequados para cobertura dos investimentos em melhorias ao longo do período de concessão das usinas que serão licitadas.


m. "W n t l l m l i i mP ,c , ím iA H n c m n i d e E m e r g ia E l é t r ic a

VI. DA RECOMENDAÇÃO

69. Em face ao exposto, recomenda-se encaminhar esta Nota Técnica à Superintendência de Gestão Tarifária - SGT para subsidiar o cálculo do preço-teto do Leilão n° 12/2015 -ÁNEEL.

f f1 'MATEUS MACHADO NEVES

Especialista em Regulação- SRG/ANEEL

De acordo:

FERNANDO COLLI MUNHOZ

Superintendente de Regulação dos Serviços de Geração - Substituto

^IZUMI RENATA SANTOS TAKADA-MARWELL

Especialista em Regulação - SRG/ANEEL


ANEXO I - lista das usinas utilizadas para calcular a correlação entre a GAG e o investimento em melhorias,

N5 Leilão Data do leilão Tipo de Leilão Empreendimento

Potência(MW)

Garantia Física (MW médio)

GAG O&M (RS)Equipamentos

Eletromecânicos(RS)

Remuneração Anual (R$)

1 072LEN 30/09/08 Energia Nova UHE BAIXO IGUAÇU 350,00 172,80 23.972.731,35 449.948.386,51 47.640.969,79

2 ll^LEN 17/12/10 Energia Nova TELES PIRES 1.820,00 915,40 81.910.889,41 1.490.351.561,05 157.799.862,87

3 189LEN 13/12/13 Energia Nova UHE SÃO MANOEL 700,00 421,70 43.083.584,02 886.683.248,73 93.882.878,86

4 165LEN 29/08/13 Energia Nova UHESINOP 400,00 239,80 28.405.740,88 315.749.709,22 33.431.884,21

5 109LEN 30/07/10 Energia Nova COLIDER 300,00 179,60 22.939.503,69 561.180.392,28 59.418.322,00

6 119LEN 17/12/10 Energia Nova SANTO ANTONIOJARI 300,00 196,10 23.685.666,45 577.469.990,77 61.143.080,42

7 109LEN 30/07/10 Energia Nova FERREIRA GOMES 252,00 150,20 20.126.287,17 641.381.224,57 67.910.063,59

8 159LEN 14/12/12 Energia Nova UHE CACHOEIRA CALDEIRAO 219,00 129,70 18.095.637,56 404.518.768,64 42.830.837,96

9 109 LEN 30/07/10 Energia Nova GARIBALDI 177,90 83,10 14.227.597,81 274.777.163,14 29.093.671,45

10 219LEN 30/04/15 Energia Nova UHE ITAOCARA 1 150,00 93,40 13.921.419,65 251.149.557,00 26.591.957,69

11 139LEN 20/12/11 Energia Nova UHE SÃO ROQUE 135,00 90,90 13.247.751,12 207.941.736,72 22.017.071,94

12 169LEN 29/08/13 Energia Nova SALTO APIACÁS 45,00 22,90 5.299.334,36 80.567.506,91 8.530.565,45

13 219LEN 30/04/15 Energia Nova TIBAGI MONTANTE 32,00 20,26 4.456.867,89 53.689.293,98 5.684.674,31

14 IS^LEN 13/12/13 Energia Nova Quartel 1 30,00 14,00 3.801.951,42 66.725.954,86 7.065.008,55

15 189LEN 13/12/13 Energia Nova Quartel II 30,00 14,20 3.821.642,75 83.380.562,80 8.828.414,53

16 189LEN 13/12/13 Energia Nova Quartel III 30,00 14,10 3.811.819,28 66.725.954,86 7.065.008,55

17 169LEN 29/08/13 Energia Nova CABEÇA DE BOI 29,68 13,60 3.746.989,71 109.264.062,75 11.568.984,51

18 189LEN 13/12/13 Energia Nova Tamboril 29,33 12,91 3.660.062,11 22.347.373,09 2.366.161,45

19 169LEN 29/08/13 Energia Nova YPE 29,30 16,70 4.018.220,72 67.368.384,65 7.133.029,64

20 162LEN 29/08/13 Energia Nova VERDE 08 28,50 16,90 3.993.781,26 68.250.866,31 7.226.467,65

21 189LEN 13/12/13 Energia Nova Serra das Agulhas 28,00 11,70 3.469.963,99 40.167.747,72 4.252.999,93

22 219LEN 30/04/15 Energia Nova BANDEIRANTE 27,15 18,40 4.044.726,36 59.113.856,60 6.259.032,24

23 219LEN 30/04/15 Energia Nova CONFLUÊNCIA 27,00 13,72 3.627.112,88 19.421.511,19 2.056.368,37

25 219LEN 30/04/15 Energia Nova BOA VISTA II 26,50 14,41 3.666.583,25 67.297.432,12 7.125.517,12

26 219LEN 30/04/15 Energia Nova SERRA DOS CAVALINHOS 1 25,00 14,52 3.596.866,16 48.238.701,71 5.107.560,33


27 lO^LEN 30/07/10 Energia Nova PIRAPORA 25,00 17,17 3.823.302,41 61.154.330,39 6.475.079,57

28 189LEN 13/12/13 Energia Nova Linha Aparecida 24,92 13,78 3.524.731,74 52.540.706,37 5.563.060,74

29 169LEN 29/08/13 Energia Nova MATA VELHA 24,00 13,10 3.411.639,40 50.714.198,09 5.369.668,28

30 182LEN 13/12/13 Energia Nova Água Limpa 23,00 11,44 3.195.686,76 43.841.158,87 4.641.944,25

31 202 LEN 28/11/14 Energia Nova LAJARI 20,88 10,90 3.027.497,60 40.806.669,29 4.320.649,56

32 032LER 26/08/10 Reserva INXU 20,60 16,50 3.503.067,72 67.746.271,69 7.173.040,69

33 102LEN 30/07/10 Energia Nova JAMARI 20,00 9,10 2.789.246,10 62.819.587,23 6.651.398,58

34 162LEN 29/08/13 Energia Nova DA FAZENDA 19,50 9,10 2.762.750,62 73.415.526,98 7.773.306,91

35 162LEN 29/08/13 Energia Nova SANTO CRISTO 19,50 10,80 2.940.566,45 30.226.995,20 3.200.463,45

36 182LEN 13/12/13 Energia Nova Ado Popinhak 19,30 10,44 2.893.217,19 62.052.943,62 6.570.225,61

37 212LEN 30/04/15 Energia Nova VERDE 4 19,00 13,82 3.185.496,97 46.970.598,12 4.973.292,30

38 162 LEN 29/08/13 Energia Nova CANTU2 18,00 9,50 2.722.955,81 24.856.943,84 2.631.877,22

39 182LEN 13/12/13 Energia Nova Linha Jacinto 17,41 9,87 2.726.460,00 38.429.740,43 4.068.978,04

40 IO5 LEN 30/07/10 Energia Nova CANAA 17,00 7,76 2.475.619,71 56.159.724,07 5.946.245,83

41 102LEN 30/07/10 Energia NovaSANTA CRUZ DE MONTE

NEGRO17,00 7,27 2.417.505,15 61.371.919,62 6.498.118,13

42 182LEN 13/12/13 Energia Nova Fazenda Velha 16,50 8,90 2.573.213,80 29.596.291,70 3.133.683,95

43 182LEN 13/12/13 Energia Nova Renic 16,00 6,55 2.274.816,47 26.299.963,87 2.784.665,58

44 182LEN 13/12/13 Energia Nova Nova Mutum 14,00 6,12 2.110.299,33 18.509.240,05 1.959.776,22

45 202LEN 28/11/14 Energia Nova PRESENTE DE DEUS 13,00 8,50 2.312.963,80 25.757.424,24 2.727.220,96

46 202LEN 28/11/14 Energia Nova COMODORO 10,00 6,20 1.867.709,73 23.577.427,94 2.496.400,84

47 182LEN 13/12/13 Energia Nova MORRO GRANDE 9,80 4,38 1.633.198,71 6.071.425,63 642.848,41

48 182LEN 13/12/13 Energia Nova JARDIM 9,00 4,46 1.592.059,88 5.710.246,23 604.606,39

49 212LEN 30/04/15 Energia Nova TIGRE 9,00 5,25 1.689.479,60 6.957.776,24 736.696,07

50 182LEN 13/12/13 Energia Nova Garça Branca 6,50 3,40 1.275.727,05 11.695.024,92 1.238.280,54

51 162LEN 29/08/13 Energia Nova MANOPLA 5,00 2,60 1.048.026,10 15.260.720,34 1.615.819,81

52 182LEN 13/12/13 Energia Nova PITO 4,00 2,30 921.396,40 10.446.512,03 1.106.086,78

53 219LEN 30/04/15 Energia Nova SECRETÁRIO 2,68 1,28 640.008,27 4.696.183,81 497.236,48


ANEXO II - período em que as unidades geradoras da usina ficaram indisponíveis para geração devido àmodernização.

MODERNIZAÇÃO OU REFORMA QUE TRAGA GANHOS OPERATIVOSLimite de Expurgo: 6 meses (a cada 15 anos) ou 12 meses (a cada 30 anos)

CelescPalmeiras

- 2952:0Q:00.2952:00:00

2952:00:00

48:00:00

2952:00:00

48:00:00

744:00:00

720:00:00

2736:00:00

744:00:00

1464:00:00

4,00 • /

4,00 -

■Mm.

Soei

DataInício deContâge 00/01/19

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01/05/2008' 744:00:00 3648:00:001 ,01/06/2008' v: 720:00:00 /. 4368:00:001 01/07/2008* ^ Ê ^ È tW M È S i r. : ■ 744:00:00 5112:00:001 01/08/2008'’ • 744:00:00 V ; ' 5856:00:001 01/09/20,08 720:00:00 6576:00:001 ,01/10/2008 - ^ ^ , 744:00:00 7320:00:00

;01/11/2008 W 720:00:00 •v: , 8040:00:00.1 01/1'2/2Í|jÍI 720:00:00 -i 8760:00:00

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8760 é o limite


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433:00:00433:00:00311:00:00Ü3&3&& 720:00:00744:00:00 2208:00:00m m m m744:00:00 2952:00:00.

80:07:00 3032:07:00

744:00:00•1464:00)00

182:01:00 182:01:00720:00:00 902:01:00

?*íg.á4y.í)mw:4-

744:00:00 .1646:01:00720:00:00 2366:01:00566:35:00 2932:36:00

2932:36:00

720:00:00

744:00:00744:00:00536:50:00 1280:50:00109:29:00 1390:19:00

2134:19:00744:00:00744:00:00 2878:19:00

3598:19:00


\ 3 01/10/2006 : ■ • 744:00:00 4342:19:00.: 3 01/11/2006 .. 257:45:00 . 4600:04:00

3 01/02/2007 c. 197:24:00 . 4797:28:003 01/03/2007 1 1 : - r 744:00:00 r 5541:28:00

: 3 01/04/2007 ^ 720:00:00 6261:28:003. 01/05/2007 01/06/2007 v: ; : 744:00:00 7005:28:003 ‘ > .Vr;.;--';/ Vv 7005:28:003 ' • ■' ’ ' 7005:28:003 ,::X '' ' V :v. -C ■3 ■ rvvr-r-

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5 : 502:34:00 ';.s-v 502:34:00v 5 01/05/2007*, j :.^v 744:00:00 . . 1246:34:00

5 01 /n f i /? n n 7 l l^ ^ l i f f lp |p É a 720:00:00 1966:34:005 1966:34:005 1966:34:00


Joasáir vI I * 476

: ’ 17/03/1977 ' ; ' 17/03/1977

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Fim do expurgo por reforma (12 meses) para UG 2


Piau ; _., . ■•- :• •,-: - T :; 8072

;; 26/10/1964

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MODERNIZAÇÃO OU REFORMA QUE TRAGA GANHOS OPERATIVOS

Limite de Expurgo: 6 meses (a cada 15 anos) ou 12 meses (a cada 30 anos)

P< H PetiCodig^GCEE' ;4ar|-

Data inicio opcraçab comercia!. K01/01/1974

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Data inicio eventò-:S d ã s ,

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Dona Rita'".'.W" ■■'■■:■ 474: - \ 01/01/1960- - 01/01/1960

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PCH Tronçjuèiras ' ;486 > ,

Un1 -11/11/1965Data'imcio operação comerciaí^Jjjjp Un 2-11/1:1/1965

Un 3-11/11/1965

UG rexpurgaclos^'

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10 meses


IVIartíns- : :

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8760


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USINA Còd. UG Início Término

CAMARGOS MGCAMA0UG108/09/2003

08:15 .05/01/2004 16:40 119,35


08:02 ■ 11/07/2003 10:00 80,08

CAMARGOS MGCAMÂ0UG210/08/2010

08:27 : 22/02/2011 00:00 .195,65


00:00 10/06/2011 15:17 41,64

ILHA SOLTEIRA SPILS-0UG102/02/2003

07:55 04/10/2003 16:35 244,36

ÍSPILS-OUGIi; 19/01 /20O9.00:00 364,66

ILHA SOLTEIRA SPILS-0UG19 :/ voi;/Q8/2O09i

: 01/08/2010 Ò0:OÍi 365,00

ILHA SOLTEIRA SPILS-0UG212/10/2003

07:44 18/06/2004 17:00 250,39

JUPIA SPJUP-0UG119/03/2001

09:43 05/10/2001 17:00 200,30


08:16 29/11/2002 16:40 11,35


05:59 12/11/2002 16:15 22,43


04:10 22/07/2002 16:46 14,53

SPJUP-0UG12 '19/11/2007

19/11/2008 07:46 366,00


00:00 09/03/2001 17:41 67,74


04:03 30/06/2002 03:57 12,00

SPJÜP-0UG301/11/2009

00:00 365,00

SPaUP-0ÚG5>-18/03/2001

06:08 316,46


08:43 01/04/2003 16:51 22,34


12:00 05/06/2002 11:59 16,00: :22/Ó2/2ÒÕ5,

282,49


06:29 27/02/2003 16:42 17,4326/06/2006

26/06/2007 15:53 365,00


21:00 21/06/2002 16:05 172,80

SALTO GRANDE MGSGRA0UG112/08/2002

07:39 27/09/2002 17:18 46,40


11:48 07/04/2007 02:09 318,60


07:36 11/10/2002 19:52 60,51


08:05 . 29/04/2009 08:06 365,00



07:43 19/06/2003 17:11 38,39


07:43 13/06/2003 17:10 32,39

TRES MARIAS MGTMAR0UG114/08/2007

06:59 25/01/2008 14:31 164,31


04:43 23/12/2005 15:00 193,43


11:00 21/05/2004 16:30 1012,23


07:37 28/08/2008 15:41 234,34


08:16 30/11/2007 08:20 212,00


07:33 19/09/2010 07:30 153,00


06:12 21/03/2007 10:00 177,16


06:25 04/08/2006 15:48 186,39

USI PAR.SOUZA PRGPSU0UG128/05/2001

07:00 25/06/2001 23:08 28,67

ÜSI PAR.SOUZA PRGPSU0UG117/07/2012

, 00:00 17/07/2013 00:00 365,00


13:00 23/07/2001 16:14 21,13


00:00 21/10/2012 21:22 96,89


07:00 28/08/2001 09:21 22,10


00:00 21/10/2012 19:09 96,80


07:00 02/10/2001 13:33 22,27


00:02 21/10/2012 15:23 96,64


documento cópia - sicnet - aneel - agência nacional de ... · \ p . ' ( *) % o n_ b b\ . b b...

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