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RESPOSTAS AOS COMENTÁRIOS E CONTRIBUIÇÕES RECEBIDOS NA AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 080/2015

ANÁLISE REFERENTE AO EDITAL DO LEILÃO DE TRANSMISSÃO Nº 13/2015-ANEEL (LEILÃO 13/2015)

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EDITAL DO LEILÃO Nº. 13/2015-ANEEL

RELATÓRIO DE ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES REFERENTES À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 080/2015

# Entidade Documento questionado Proposta

ANEEL Aproveitamento Observação/Justificativa

1. Celeo Redes Brasil Edital

Alteração da Clausula Décima Sexta - Segunda Subcláusula: “O atraso não imputável à transmissora no licenciamento ambiental superior ao prazo total estabelecido na legislação para o órgão onde tramitou o processo de licenciamento, incluindo todas as etapas do licenciamento, exceto quando este prazo for inferior ao prazo legal do Órgão Ambiental Federal, não poderá ser considerado risco de responsabilidade da Concessionária. Nesta hipótese, o prazo considerado será aquele definido para o Órgão Ambiental Federal e o risco de responsabilidade será integral dos Usuários.” Justificativa da Entidade: Não se pode compartilhar um risco quando a responsabilidade não é imputada exclusivamente à Transmissora. Pela legislação civil brasileira, o dever de indenizar não se aplica quando há excludente de responsabilidade. No mesmo sentido, ocorrendo a hipótese de alguma excludente, a Transmissora, na forma da lei, não deveria ser penalizada, sob pena de desvirtuação do próprio conceito legal. Dessa forma, a proposta justa seria a transferência integral do risco, considerando as hipóteses de ocorrência narradas na subcláusula.

Não aproveitada

A gestão socioambiental é de responsabilidade do empreendedor, observadas as novas condições da cláusula décima sexta do contrato de concessão.


Alteração da Clausula Décima Sexta - Terceira Subcláusula: “Demonstrada a situação de ausência de Responsabilidade da Concessionária referida na Segunda Subcláusula, a compensação dar-se-á exclusivamente na forma de recálculo da RAP, considerando as mesmas premissas do cálculo da RAP teto do Leilão. O atraso no licenciamento ambiental, conforme definido na Subcláusula anterior, será acrescido ao prazo para entrada em operação comercial e os desembolsos estimados para o cálculo da RAP teto serão redistribuídos, em parcelas iguais, neste prazo. O percentual de acréscimo à RAP, calculado desta forma, será revertido integralmente para a Concessionária, no objetivo de reequilibrar economicamente o contrato.” Justificativa da Entidade: Entendemos adequado apenas o recálculo da RAP, quando o investidor receberá de forma

Não aproveitada

Foi escolhida a hipótese onde não há compartilhamento explícito de risco, visto que o atraso devidamente justificado é compensado, e que não depende de decisão administrativa para estabelecimento de receita associada, não sendo assim incerteza regulatória. Conforme Nota Técnica nº 04/2015-

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imediata a remuneração do seu investimento. A devolução do tempo de atraso não compensará financeiramente o investidor pela mora do licenciamento. A extensão do prazo não reverte de forma equilibrada o investimento, considerando o lapso temporal do termo final do contrato.

CEL-SCT/ANEEL, de 05/10/2015, trata-se da hipótese de prazo adicional que foi a escolhida pela ANEEL.


Alteração da Cláusula Décima Sétima – Caso Fortuito ou Força Maior – Primeira Subcláusula: “a) notificar a ANEEL da ocorrência de evento que possa vir a ser caracterizado como de caso fortuito ou força maior, tão logo quanto possível, mas, em nenhuma circunstância, em prazo superior a 30 (trinta) dias corridos contados da data em que tiver tomado conhecimento de sua ocorrência, fornecendo uma descrição da natureza do evento, uma estimativa de sua duração e do impacto no desempenho de suas obrigações contratuais. Em afetando o cronograma de implantação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, submeterá a TRANSMISSORA à ANEEL proposta de postergação de marcos intermediários e/ou do início de operação comercial, além do recálculo da RAP, considerando as mesmas premissas do cálculo da RAP teto do Leilão, na forma da Terceira subcláusula da Cláusula Décima Sexta;” Justificativa da Entidade: Item a) Entendemos que o prazo de dez dias dias, dependendo das circunstâncias do fato ocorrido, ainda que tenha aumentado em 05 dias com relação a minuta do edital do Leilão 05/2015 ainda não é exequível para o cumprimento da obrigação. A garantia ao reequilíbrio com o recálculo da RAP também deverá ser refletida nas hipóteses de ocorrência de eventos de Caso Fortuito e Força Maior, já que afeta economicamente a remuneração o projeto.

Não aproveitada O prazo de 10 dias é suficiente para notificar a ocorrência do evento.


Alteração da Cláusula Décima Sétima – Caso Fortuito ou Força Maior – Segunda Subscláusula: “A inobservância do prazo fixado na alínea ‘a’ da Subcláusula Primeira, especialmente para pleitear a revisão de cronograma das obras de implantação, caracterizará renúncia ao direito de invocar o caso fortuito ou força maior como excludente de responsabilidade pelo eventual descumprimento de suas obrigações contratuais.”

Não aproveitada O prazo de 10 dias é suficiente para notificar a ocorrência do evento.

Observação: texto sublinhado se refere às sugestões de inserção e texto tachado às sugestões de exclusão. 3





Justificativa da Entidade: A questão do prazo exíguo de cinco dias não pode ser excludente do direito da Transmissora. Entendemos que, para a mantença do teor da segunda subcláusula tal como está, é necessário a extensão do prazo para pelo menos 30 (trinta) dias corridos, contados da ocorrência, considerando que muitos fatos complexos impedem que o prazo de dez dias seja observado.

5. Alstom Energias Renováveis Edital

ANEXO 6 – CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS TÉCNICOS GERAIS DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO OBJETO DO LEILÃO Nº 13/2015 6.11.5. REQUISITOS DE EXCITAÇÃO “(a) A excitação pode ser alimentada mediante PMG (permanent magnet generator) no eixo do síncrono, de forma a tornar a tensão de excitação independente das quedas de tensão na subestação. Alternativamente, o sistema de excitação estática pode ser utilizado, mediante comprovação de que em situação de faltas próximas aos terminais do síncrono, não haverá comprometimento do desempenho do sistema de excitação.” Justificativa da Entidade: Devido aos níveis elevados de corrente (e potência) requisitados pelo campo dos compensadores síncronos, o sistema de excitação estática é o mais recomendado.

Não aproveitada

O anexo técnico permite à Transmissora a proposição de alternativas técnicas diversas daquela de referência, desde que se comprove um desempenho equivalente.

6. Alstom Energias Renováveis Edital

ANEXO 6 – CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS TÉCNICOS GERAIS DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO OBJETO DO LEILÃO Nº 13/2015 6.11.5. REQUISITOS DE EXCITAÇÃO “(b) Atender aos requisitos para sistemas de excitação de geradores definidos no Submódulo 3.6, dos Procedimentos de Rede, exceto no que se refere a potência ativa. Estes requisitos incluem os valores de teto da tensão de excitação. A velocidade de resposta da excitação deve ser a maior permitida pelo estado da arte para máquinas síncronas. A excitatriz deve ser estática com IGBTs ou Tiristores, permitindo a variação contínua da corrente de excitação entre os limites solicitados pelo compensador.” Justificativa da Entidade: O sistema de excitação estática deve ser dimensionado para permitir que o compensador síncrono forneça a potencia reativa solicitada (-90MVAr / 150MVAr) de modo confiável,

Não aproveitada A Transmissora tem a opção de escolher entre excitatriz estática com IGBTs ou Tiristores para os compensadores síncronos.






possibilitando a variação contínua da corrente de excitação entre os limites requisitados pela máquina. A necessidade ou não de utilização de um sistema de excitação capaz de fornecer corrente de excitação negativa está atrelada ao projeto do compensador síncrono e ao nível solicitado de potencia reativa sub-excitada. Os Compensadores Síncronos objeto do Leilão possuem potência reativa sub-excitada de -90MVAr. Para atender a esta solicitação não se faz necessário o emprego de um sistema de excitação capaz de fornecer corrente negativa.

7. WEG

Equipamentos Elétricos

Edital

Alteraçao do Item 3.2 “1) LOTE A - SE 500 kV Janaúba 3 (novo pátio de 500 kV) e Compensadores Síncronos - 02 Unidades de (-90/+150 MVAr cada máquina).” Ou “1) LOTE A - SE 500 kV Janaúba 3 (novo pátio de 500 kV) e Compensadores Síncronos - 02 Unidades de (-90/+150 MVAr cada máquina), ou 03 Unidades de (-60/+100 MVAr cada máquina), ou 04 Unidades de (-45/+75 MVAr cada máquina).” Justificativa da Entidade: A contribuição WEG é no sentido de obter esclarecimento e confirmação sobre a quantidade de Compensadores Síncronos (máquinas) requisitados nesta Subestação. Se e somente se um conjunto composto por 02 x Compensadores Síncronos de (-90/+150 MVAr cada), como dá a entender a minuta atual, ou se há aceitabilidade de alternativas com multi-máquinas, por exemplo 03 máquinas de (-60/+100 MVAr cada), ou 04 máquinas de (-45/+75 MVAr cada), desde que as alternativas atendam aos critérios do conjunto original do edital. Caso haja aceitabilidade por multi-máquinas, a proposição é que seja claramente constado na minuta, de forma a possibilitar que os proponentes componham a solução que nas suas avaliações seja tanto tecnicamente como economicamente a mais viável ao caso em questão.

Aproveitada

Há a aceitabilidade de alternativas com multi-máquinas, desde que sejam obedecidas as condições do edital. O anexo técnico permite à Transmissora a proposição de alternativas técnicas diversas daquela de referência, desde que se comprove um desempenho equivalente.






8. WEG


Edital

Alteração do Anexo 6 - Item 6.11.1 (b) O nível de ruído audível deve ser adequado para que o conjunto dos síncronos, em operação, não exceda o limite de 85 dB(A) na área externa aos limites do terreno da subestação (cerca externa limite da subestação). Justificativa da Entidade: A contribuição WEG é no sentido de especificar o valor aplicado às máquinas girantes e esclarecer com exatidão o ponto de medição. O entendimento sobre o limite de nível de ruído aplicado aos compensadores síncronos rotativos (máquinas elétricas girantes) em operação na subestação, é que seja de 85 dB(A) na área externa aos limites da subestação (cerca externa da subestação).

Não aproveitada

O nível de ruído audível deve ser adequado para que o conjunto dos síncronos não excedam o limite de 85 DBA na área externa do entorno dos síncronos, conforme estabelecido no item 6.11 do Anexo 6. O ruído audível total da Subestação é tratado no item 6.5.7 do mesmo Anexo 6.

9. WEG


Edital

Alteração do Anexo 6 - Item 6.11.5 REQUISITOS DE EXCITAÇÃO “(a) O sistema de excitação deve ser alimentado via transformador de excitação Bus-Fed, dimensionado de forma a proporcionar regulação de alta qualidade, sem comprometimento do desempenho do sistema de excitação frente a quedas de tensão e situações de falta próximas aos terminais do síncrono, e em conformidade com os requisitos de resposta e performance da excitação previstos pelos Procedimentos de Rede aplicáveis.” Justificativa da Entidade: A proposição da WEG é para que o sistema de excitação estático dos compensadores síncronos rotativos seja alimentado por transformador de excitação Bus-Fed, baseada nas justificativas de que o uso do PMG alimentando diretamente o conversor do sistema de excitação estático tem limitações técnicas relevantes: - A tensão CA de alimentação do conversor terá uma regulação de baixa qualidade, pois sendo o campo fixo, ficará muito dependente da corrente de carga; - Isto se agrava quando se constata que as reatâncias típicas de um PMG são da ordem de Xd=1,2pu e X’’d=0,2pu; - A perda de comutação, associada a troca de um tiristor a cada 60 graus elétricos, de maneira forçada, é em torno de 3 vezes maior que no caso bus-fed; - Como a corrente de campo refletida no lado CA em cada ciclo é uma onda plena positiva durante 120 graus, nula durante mais 120 graus e plena, porém negativa, por mais 120 graus, tem um conteúdo harmônico com perfil (6n-1), (6n+1), que provocará distorção

Não aproveitada

O anexo técnico permite à Transmissora a proposição de alternativas técnicas diversas daquela de referência, desde que se comprove um desempenho equivalente.






harmônica na saída do PMG, pois esta saída é a tensão Thevenin a vazio descontada da queda na reatância interna (X’’d, Xd). A este conteúdo harmônico devem ser adicionados os “glitches” da comutação, resultando em um sinal bastante complexo de filtrar para sincronizar os pulsos; A solução proposta com Bus-Fed é universalmente aceita. A solução de PMG alimentando direto o conversor do sistema de excitação não é utilizada pelas grandes limitações que gera. Para aplicações do porte de Compensadores Síncronos Rotativos, o PMG, para proporcionar tensão de teto necessária ao retificador do sistema de excitação, demandaria alto nível de magnetização e consequentemente alta potência, massa e volume, ocasionando no incremento do nível de perdas principalmente mecânicas, onde no entanto a busca é justamente pela minimização das perdas do conjunto. Para Compensadores Síncronos Rotativos com características, requisitos de respostas e de performance da excitação em conformidade com os Procedimentos de Rede do ONS, a WEG considera que a solução Bus-Fed proporciona a melhor permitida pelo estado da arte.

10. WEG


Edital

Alteração do Anexo 6 - Item 6.11.5 REQUISITOS DE EXCITAÇÃO “(b) Atender aos requisitos para sistemas de excitação de geradores definidos no Submódulo 3.6, dos Procedimentos de Rede, exceto no que se refere a potência ativa. Estes requisitos incluem os valores de teto da tensão de excitação. A velocidade de resposta da excitação deve ser a maior permitida pelo estado da arte para máquinas síncronas. A excitatriz deve ser estática, digital, com Pontes de Tiristores totalmente controladas, permitindo a variação contínua da corrente de excitação entre os máximos positivo e negativo.” Justificativa da Entidade: A proposição da WEG é que o sistema de excitação para os compensadores síncronos seja sim estático, digital, e com Pontes de Tiristores totalmente controladas, também permitindo a variação contínua da corrente de excitação entre os máximos positivos e negativos, proporcionando a performance requisitada pelos Procedimentos de Rede aplicáveis. Com a evolução da eletrônica de potência e de controle, atualmente os sistemas de excitação digitais de alto desempenho aplicam tecnologia de conversores CA/CC por

Não aproveitada

De acordo com o Anexo 6 do Edital, no item 6.11.5, são aceitas soluções com IGBTs ou Tiristores.






Pontes de Tiristores totalmente controladas e excitação estática através do arranjo bus-fed. Este tipo de tecnologia de semicondutores tipo Tiristor é amplamente difundido e estável. Já com a utilização de IGBTs haveria necessidade de uma configuração antiparalela de alta tensão e potência, não usual para alimentar cargas altamente indutivas, como é o enrolamento de campo de máquinas síncronas. O uso de outra tecnologia que não seja a de conversores a Tiristor é uma solução não convencional para sistemas de excitação. Neste contexto, recomenda-se o uso da solução com Tiristores por ser uma tecnologia consolidada, confiável e alinhada com os requisitos de desempenho dos Procedimentos de Rede do ONS, tanto nos aspectos de disponibilidade, como de rendimento e comportamento estático e dinâmico. A solução com Pontes de Tiristores em antiparalelo, com intertravamento em hardware e software, é a universalmente adotada para estas aplicações.

11. ELETROSUL CENTRAIS

ELÉTRICAS S/A

Minuta do Contrato de Concessão

Alteração da Minuta do Contrato de Concessão, CLÁUSULA DÉCIMA SEXTA – RISCOS DO NEGÓCIO, Primeira Subcláusula, item “m”. “o licenciamento ambiental, limitado ao prazo indicado pelo órgão licenciador, conforme disposto na Subcláusula Segunda desta Cláusula”. Justificativa da Entidade: De forma a mitigar de forma mais precisa o risco de atrasos no licenciamento há a necessidade para cada empreendimento de se obter um cronograma com o órgão licenciador responsável gerado a partir de um Termo de Referência. Entende-se que o ideal seria a licitação do empreendimento já com o licenciamento prévio realizado pela EPE, assim como em projetos de geração hidrelétrica. Mas na ausência deste licenciamento, a disponibilização do Termo de Referência com o respectivo cronograma oferece uma condição muito mais adequada para gestão do risco tendo em vista que já se conhece ao menos os estudos que serão exigidos e consequentemente os tempos mínimos para sua elaboração.

Não aproveitada

A sugestão de Termo de Referência prévio para todos os empreendimentos está sendo avaliada pelo Poder Concedente.







ELÉTRICAS S/A


Exlusão dos itens da Minuta do Contrato de Concessão, CLÁUSULA DÉCIMA SEXTA – RISCOS DO NEGÓCIO, Primeira Subcláusula, itens “N e O”. “O negócio de transmissão de energia elétrica contempla riscos anteriores e posteriores à assinatura do Contrato de Concessão, os quais, ainda que não explicitados neste Contrato Concessão, são de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA. Os riscos compartilhados serão passíveis de compensação, caso ocorram. Primeira Subcláusula – São riscos de responsabilidade exclusiva da TRANSMISSORA: n – greves de qualquer natureza realizadas por empregados contratados pela TRANSMISSORA ou pelas subcontratadas e prestadoras de serviços à transmissora. o – prejuízos decorrentes de falha na segurança no local de realização das obras;”. Justificativa da Entidade: Sugerimos a retirada do item “n”, pois dependendo do empreendimento, pode existir caso da existência de um único fornecedor (no Brasil ou no Mundo) para determinados quipamentos e outros insumos (ex: geradores síncronos, cabos especiais, outros) e que no caso de greve do mesmo, não existe alternativa para o empreendedor a não ser aguardar o retorno das atividades do mesmo, sendo inevitável o atraso na implantação do empreendimento. Sugerimos a retirada do item “o”, pois o termo falha na segurança é muito amplo, sem especificar que tipo de segurança a ANEEL se refere. Por exemplo, a invasão de um movimento popular nas instalações das obras não pode ser encarado como falha de segurança, pois foge do controle e poderes do empreendedor.

Não aproveitada

Os itens em comento se referem apenas aquilo que está sob responsabilidade direta da Transmissora e suas contratadas para execução de obras e serviços.


ELÉTRICAS S/A


Alteração da Minuta do Contrato de Concessão, CLÁUSULA DÉCIMA SEXTA – RISCOS DO NEGÓCIO, Primeira Subcláusula, item P. “a ocorrência de eventos tidos como de força maior ou caso fortuito, quando a sua total cobertura possa ser contratada junto a instituições seguradoras, no mercado brasileiro, na data da ocorrência ou quando houver apólice vigente que cubram a totalidade dos prejuízos causados pelo evento”. Justificativa da Entidade: Pode haver casos em que o mercado de seguros não cubra o valor total do bem, sendo a

Não aproveitada Prevalece o texto da ANEEL, que diz “...quando a sua total cobertura possa ser contratada...”.






indenização limitada a determinado teto.

14. ENSISTE –

Engenharia de Sistemas

Elétricos LTDA

Documentação do Lote K

Questionamento sobre o Edital No quarto parágrafo do item 1.3 (anexo 6K) é informado que “a TRANSMISSORA vencedora do leilão deverá adquirir os equipamentos necessários para as modificações nas entradas de linha da(s) linha(s) de transmissão seccionada(s), e transferi-los para a concessionária da linha (neste caso a IESul), que será responsável pela sua implementação.” A dúvida que surge é quanto ao projeto das adequações: o mesmo seria escopo da TRANSMISSORA vencedora do leilão ou da concessionária da linha (IESul). Favor esclarecer.

Não aproveitada

O projeto das adequações das entradas de linha é de responsabilidade da Transmissora vencedora do leilão, conforme a Resolução Normativa nº 67, de 8 de junho de 2004.

15. ENSISTE –


Elétricos LTDA


Questionamento sobre o Edital No segundo parágrafo do item 2.1 (anexo 6K) é informado que “os novos trechos de linha deverão ter características elétricas e mecânicas e desempenho iguais ou superiores a da linha a ser seccionada.” Favor informar os dados da linha a ser seccionada.

Não aproveitada

Os dados da linha a ser seccionada estão no “Relatório R2 – Estudo de Detalhamento da Alternativa – SE Tubarão Sul RB 230/138 kV – 1 x 150 MVA e 230/69 kV – 2 x 150 MVA”.

16. ENSISTE –


Elétricos LTDA


Questionamento sobre o Edital Em relação as SEs Forquilhinha e Atlântida 2, caso o estudo de fluxo de potência nos barramentos indique um valor de corrente para o bay interligador de barras acima do que o existente suporte, quem fica responsável pela adequação do mesmo: TRANSMISSORA vencedora do leilão ou a proprietária da subestação?

Não aproveitada

O proprietário do equipamento superado é o responsável por sua adequação.

17. ENSISTE –


Elétricos LTDA


Questionamento sobre o Edital Em relação a SE Forquilhinha, nota-se que a documentação componente do relatório R4 é mínima, onde consta somente um diagrama unifilar em termos de desenhos, muito diferentemente da documentação referente a SE Atlântida 2. Portanto, favor fornecer informações mais detalhadas da SE Forquilhinha, principalmente as características técnicas dos equipamentos, assim como desenhos de plantas e cortes;

Não aproveitada

As informações constantes do R4 são suficientes. Cabe lembrar que é permitida a visita às instalações existentes participantes do Leilão de Transmissão.






18. ENSISTE –


Elétricos LTDA


Questionamento sobre o Edital Em relação a SE Forquilhinha, é indicado no diagrama unifilar (constante no R4) que a extensão do barramento 230 kV visará atender primeiramente o bay da LT Siderópolis 2 e após o bay da LT Torres 2. Caso o lote “K” venha a ter um vencedor, mas o lote “J” não, a posição do bay da LT Torres 2 pode ser deslocado, sendo instalado no antigo bay da LT Siderópolis 2.

Não aproveitada

É possível que o bay da LT Torres na SE Forquilhinha seja deslocado, devendo a transmissora informar a ANEEL.

19. ENSISTE –


Elétricos LTDA


Questionamento sobre o Edital Na última frase do segundo parágrafo do item 3.1 (anexo 6K) é citado que a disposição das instalações no terreno “deve ser centralizada e permitir a expansão dos barramentos de 230 kV em ambos os sentidos.” Esta ampliação em ambos os sentidos teria como função evitar possíveis cruzamentos de LTs 230 kV no entorno das instalações? Quantas ampliações no mínimo devem ser possíveis em cada extremidade dos barramentos de 230 kV?

Aproveitada

Trecho alterado para: “A disposição das instalações no terreno deve ser centralizada e permitir as expansões de imediato e futuras dos barramentos de 230 kV”. A quantidade de ampliações futuras deverá prever, pelo menos, a quantidade de vãos que constam nos relatórios R4, referenciados no item 6 do Anexo 6Q.

20. Companhia Hidro

Elétrica do São Francisco -

CHESF Edital

Alteração do Item 13 – DAS PENALIDADES “(...) 13.3 Considerando a participação de consórcios admitida no item 2.6 deste Edital, as penalidades previstas nos incisos III e IV do item 13.1 se aplicam também às empresas integrantes do grupo econômico a que pertença a PROPONENTE vencedora, a ADJUDICATÁRIA ou a CONTRATADA.” Justificativa da Entidade: A alteração proposta tem por objetivo proporcionar clareza ao texto, de maneira a evitar a ampliação do alcance da penalidade, considerando as interpretações que o conceito de “Grupo Econômico” possibilita.

Não Aproveitada

Prevalece o texto original, que inclui grupo econômico.






21. Companhia Hidro


CHESF Edital

Alteração do ANEXO 6 E “(6+1)x 50 Mvar reatores de barra monofásicos 2 módulos de conexão de reator de barra – DJM” Justificativa da Entidade: O Banco de Reator de Barra 3x50 MVAr (RB2) a ser implantado no vão do quarto banco de autotransformadores monofásicos 500/138 kV, de 3 x 150 MVA da SE João Câmara III deve ser excluído do escopo do Edital. Pela configuração proposta na Minuta do Edital do Leilão Nº 13/2015-ANEEL, esse banco de reator de barra corresponde a um reforço, portanto, deve ser objeto de autorização, nos termos da regulação vigente.

Aproveitada

O item 1.2 do anexo 6E, referente aos reatores de barra e conexões na SE João Câmara III, tabela 1-2, passa a ter a seguinte redação: “(6+1Res) x 50 Mvar reatores de barra monofásicos; 2 módulos de conexão de reator de barra – DJM”

22. Companhia Hidro


CHESF

Minuta de Contrato de Concessão

CLÁUSULA PRIMEIRA – DEFINIÇÕES “XXVII.RAP – RECEITA ANUAL PERMITIDA: valor em reais (R$) que a TRANSMISSORA terá direito pela prestação de SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, aos usuários, a partir da entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, objeto deste Contrato.” Justificativa da Entidade: A definição da RAP deve deixar claro que se refere à RECEITA ANUAL PERMITIDA pela prestação do serviço público de transmissão das instalações de transmissão que são objeto deste contrato, e não a RECEITA ANUAL PERMITIDA total da TRANSMISSORA.

Não aproveitada

A RAP é objeto da cláusula sexta, com definição exaustiva.

23. Companhia Hidro


CHESF


CLÁUSULA QUARTA – OBRIGAÇÕES E ENCARGOS DA TRANSMISSORA Primeira Subcláusula “Na prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, deverão ser atendidos os PROCEDIMENTOS DE REDE e suas revisões, as cláusulas estabelecidas no CPST, celebrado com o ONS, contendo as condições técnicas e comerciais para disponibilizar as suas INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO objeto deste contrato para a operação interligada.” Justificativa da Entidade: Reforçar que a subcláusula refere-se às instalações de transmissão ora contratadas.

Não aproveitada

As definições já se encontram adequadamente descritas na cláusula primeira.






24. Companhia Hidro


CHESF


Retirar o Inciso II da Sexta Subcláusula da Cláusula Quarta. Justificativa da Entidade: O inciso II está fora do contexto da Sexta Subcláusula da Cláusula Quarta, que trata das obrigações da TRANSMISSORA quando da permissão de conexão de uma outra concessionária ou de usuários.

Não aproveitada

A Cláusula Quarta reflete as obrigações da Transmissora. A posição do texto no contrato não prejudica a compreensão da obrigação da Transmissora.

25. Companhia Hidro


CHESF


CLÁUSULA QUARTA – OBRIGAÇÕES E ENCARGOS DA TRANSMISSORA - Décima Subcláusula “A TRANSMISSORA deverá executar REFORÇOS e MELHORIAS nas INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO objeto deste CONTRATO, nos termos da regulamentação específica, desde que a TRANSMISSORA julgue que está sendo adequadamente remunerada.” Justificativa da Entidade: A TRANSMISSORA não pode ser obrigada a executar reforços e melhorias sem que seja adequadamente remunerada.

Não aproveitada

Considerando a característica de monopólio do serviço público de transmissão, a Transmissora fica obrigada a aceitar a regulamentação da ANEEL para Reforços e Melhorias.

26. Companhia Hidro


CHESF


CLÁUSULA QUARTA – OBRIGAÇÕES E ENCARGOS DA TRANSMISSORA - Décima Primeira Subcláusula “Caso não tenha sido ela mesma a autora, a TRANSMISSORA deverá pagar à EMPRESA os valores estabelecidos nas tabelas a seguir, (...)” Justificativa da Entidade: Contemplar no texto a hipótese da TRANSMISSORA ser a EMPRESA que efetuou os estudos vinculados à concessão.

Não aproveitada

A contribuição não foi aproveitada devido à possiblidade de que a Transmissora seja apenas acionista em uma SPE que efetuou estudos e nesse caso, mantém-se a obrigação de pagar os valores estabelecidos, conforme art 21 da Lei nº 8.987, cabendo à Transmissora a escolha da forma contábil de realizar a obrigação.

27. Companhia Hidro


CHESF


CLÁUSULA QUINTA – PRERROGATIVAS DA TRANSMISSORA - Segunda Subcláusula “O exercício de outras atividades empresariais dependerá de prévia autorização da ANEEL, até que seja expedida a regulamentação específica. A receita auferida com outras

Não aproveitada

Permanece o texto da ANEEL. Matéria sujeita à regulação da ANEEL.






atividades deverá ter X% destinado a contribuir para a modicidade das tarifas do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, a qual será considerada nos reajustes e revisões de que tratam as Cláusulas Sexta e Sétima deste CONTRATO.” Justificativa da Entidade: A expressão “deverá ter parte ou todo” leva a uma incerteza de qual parcela eventualmente seria destinada a contribuir com a modicidade tarifária, não incentivando a prospecção de novos negócios. Melhor seria estipular no contrato, a priori, qual seria o percentual destinado à modicidade.

28. Companhia Hidro


CHESF


CLÁUSULA NONA - DA EXECUÇÃO DA GARANTIA DE FIEL CUMPRIMENTO - Quinta Subcláusula “Quando se tratar de atrasos na implantação de empreendimentos decorrentes de casos fortuitos e de força maior, como definido na Cláusula Décima Sétima, que por natureza são excludentes de responsabilidade da TRANSMISSORA, assim como de atrasos no licenciamento ambiental, caracterizados como risco de responsabilidade compartilhada, conforme definido na Segunda Subcláusula da Cláusula Décima Sexta, quando reconhecidos pela ANEEL, a hipótese constante no inciso II do caput desta Cláusula não ensejará razão para a execução de garantia de fiel cumprimento.” Justificativa da Entidade: Inserir subcláusula na cláusula de EXECUÇÃO DE GARANTIA DE FIEL CUMPRIMENTO para deixar claro que os casos fortuitos ou de força maior, e aqueles caracterizados como de risco de responsabilidade compartilhada não ensejarão razão para a execução desta garantia.

Não aproveitada

A Transmissora só será penalizada por fatos imputáveis a ela. A Garantia de Fiel Cumprimento só será executada por fatos sob responsabilidade da Transmissora.

29. Companhia Hidro


CHESF


CLÁUSULA DÉCIMA – PENALIDADES Primeira Subcláusula “A TRANSMISSORA estará sujeita à penalidade de multa, aplicada pela ANEEL nos termos de resolução específica, no valor máximo por infração incorrida de 2% (dois por cento) do montante da RECEITA ANUAL PERMITIDA das instalações de transmissão objeto deste Contrato, dos últimos 12 (doze) meses anteriores à lavratura do auto de infração, conforme o inciso X do artigo 3º da Lei nº 9.427, de 1996.”

Não aproveitada

Redação adequada ao artigo 3º da Lei 9.427/1996.






Justificativa da Entidade: Diante de eventual conduta omissiva da TRANSMISSORA, geradora de punição pela ANEEL, o limite máximo da multa aplicável deverá se restringir ao percentual de 2% da receita anual permitida decorrente das atividades de prestação de serviço de transmissão específicas do contrato em referência, excluídas outras atividades porventura desenvolvidas pela concessionária, bem como a receita de outros contratos de concessão de transmissão, o que justifica a alteração ora sugerida.

30. Companhia Hidro


CHESF


CLÁUSULA DÉCIMA – PENALIDADES - Quinta Subcláusula “Os atrasos de obra decorrentes de casos fortuitos e de força maior, como definido na Cláusula Décima Sétima, que por natureza são excludentes de responsabilidade da TRANSMISSORA, assim como os atrasos no licenciamento ambiental, caracterizados como risco de responsabilidade compartilhada, conforme definido na Segunda Subcláusula da Cláusula Décima Sexta, quando reconhecidos pela ANEEL, não estão sujeitos à aplicação de penalidades previstas neste CONTRATO.” Justificativa da Entidade: Inserir subcláusula na cláusula de PENALIDADES para deixar claro que os casos fortuitos ou de força maior, e aqueles caracterizados como de risco de responsabilidade compartilhada não estão sujeitos a multa, quando reconhecidos pela ANEEL.

Não aproveitada

A Transmissora só será penalizada por fatos imputáveis a ela, pela ANEEL.

31. Companhia Hidro


CHESF


CLÁUSULA DÉCIMA SEXTA – RISCOS DO NEGÓCIO “O negócio de transmissão de energia elétrica contempla riscos anteriores e posteriores à assinatura do Contrato de Concessão, os quais são de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA. Os riscos compartilhados serão passíveis de compensação, caso ocorram.” Justificativa da Entidade: Não se justifica a assunção de riscos que não estejam explicitados no Contrato de Concessão. A expressão, genérica e abstrata, impõe ao concessionário inteira responsabilidade por riscos não explicitados no contrato podendo causar o desequilíbrio entre as posições das partes – poder concedente e concessionário. Não é razoável à atividade empresarial do concessionário assumir inteiramente a responsabilidade por riscos

Não aproveitada

O direito ao reequilíbrio é assegurado à Transmissora e não se confunde com o previsto nesta cláusula.






que sequer estão explicitados no Contrato de Concessão.

32. Companhia Hidro


CHESF


Excluir item “n” da Primeira Subcláusula da Cláusula Décima Sexta Justificativa da Entidade: Sugere-se a supressão haja vista que greves de qualquer natureza devem ser entendidas como álea extraordinária, ou seja, fatos que não se encontram no âmbito de previsibilidade normal do concessionário, não sendo razoável que ele assuma esses riscos. Com efeito, a Lei nº 8.987/95 define a concessão de serviço público “delegação de sua prestação, feita pelo poder concedente, mediante licitação, na modalidade de concorrência, à pessoa jurídica ou consórcio de empresas que demonstre capacidade para desempenho, por sua conta e risco e por prazo determinado.” (grifo nosso) Ocorre que a expressão deve ser interpretada de maneira a conciliar a extensão dos riscos que recaem sobre o concessionário. Marçal Justen Filho, em seu livro, Teoria Geral das Concessões de Serviços Públicos se posiciona no sentido de que: “A autonomia do empresário para organizar o empreendimento é relativa. Veja-se que, na tradição entre nós vigente, toda a concepção fundamental do empreendimento é desenvolvida pelo Estado, sem margem de autonomia significativa para o particular. [...]. Os riscos do concessionário são (e têm de ser) limitados, o que significa a existência de uma margem insuprimível de intervenção estatal de intervenção estatal para conformar não apenas o serviço mas também prevenir e limitar a probabilidade do insucesso”. (JUSTEN FILHO, 2003, p. 333). Os eventos considerados imprevisíveis ou previsíveis com consequências incalculáveis não se encontram no âmbito de gestão normal do agente, portanto, não podem ser assumidos inteiramente pelo concessionário. Não é razoável que o concessionário seja integralmente responsabilizado por hipóteses que fogem da esfera de previsibilidade ou a imediata exclusão de tais eventos da possibilidade de adequação ou reequilíbrio do contrato.

Não aproveitada

As relações trabalhistas são de responsabilidade da transmissora e de suas subcontratadas.






A manutenção dessa alínea no contrato de concessão padece de ilegalidade vez que impõe ao concessionário a responsabilidade por fatos que lhe são alheios.

33. Companhia Hidro


CHESF


CLÁUSULA DÉCIMA SEXTA – RISCOS DO NEGÓCIO - Segunda Subcláusula “Considera-se risco de responsabilidade compartilhada entre a Concessionária e os Usuários o atraso, não imputável à transmissora, no licenciamento ambiental superior ao prazo total estabelecido na legislação para o órgão onde tramitou o processo de licenciamento, incluindo todas as etapas do licenciamento.” Justificativa da Entidade: Caso a legislação especial, seja ela estadual ou municipal, estipular prazo legal inferior, entende-se adequado observar este prazo para efeitos de assunção de responsabilidade. As previsões de prazo para os licenciamentos especiais são realizadas com base na legislação especialmente aplicável. Dessa maneira, independentemente do prazo definido para o órgão ambiental federal, ultrapassado o prazo estabelecido por legislação especial, o atraso deve ser considerado risco de responsabilidade compartilhada.

Não aproveitada

A cláusula visou estabelecer com precisão o risco do contrato de forma a mitigar o risco associado ao licenciamento ambiental, quando superados os prazos legais do órgão de licenciamento responsável.

34. Lintran do Brasil

Participações S.A.

Edital

Sugestões ao Edital a) Que, para o Leilão 013/2015, a ANEEL considere agrupar os Empreendimentos em Estudo, ou seja, os empreendimentos baseados no Estado do Espirito Santo mencionados acima, em apenas um único lote; ou b) Que, para o Leilão 013/2015, a ANEEL considere criar lotes alternativos, possibilitando aos habilitados que: (i) ofertem as suas propostas em apenas um lote, que agrupe todos Empreendimentos em Estudo, ou (ii) em diversos lotes, que disperse todos os Empreendimentos em Estudo, conforme atualmente pretendido pela ANEEL para o Leilão 013/2015; e c) Que, para o Leilão 013/2015, a ANEEL considere rever os valores base para o cálculo de Receita Anual Permitida dos Empreendimentos em Estudo.

Aproveitada

Os lotes foram reorganizados refletindo a solicitação proposta.






Justificativa da Entidade: Atender os preceitos mínimos de investimento da Entidade.

35. COPEL Edital

ALTERAÇÃO DA CLÁUSULA DÉCIMA SEXTA – RISCOS DO NEGÓCIO - Segunda Subcláusula “Considera-se risco de responsabilidade compartilhada entre a Concessionária e os Usuários o atraso, não imputável à transmissora, no licenciamento ambiental superior ao prazo total estabelecido na legislação para o órgão onde tramitou o processo de licenciamento, incluindo todas as etapas do licenciamento, exceto quando este prazo for inferior ao prazo legal do órgão ambiental federal. Nesta hipótese, o prazo considerado será aquele definido para o órgão ambiental federal.” Justificativa da Entidade Tendo em vista o grande número de regulamentos a serem atendidos quanto ao licenciamento ambiental é importante explicitar as leis, decretos e normas envolvidos, bem como os prazos a serem considerados para o licenciamento no âmbito federal. Esclarecer se serão considerados prazos distintos dos definidos pela Portaria Interministerial nº 421/2011 e nº 60/2015, bem como aqueles definidos em instruções normativas específicas dos diversos órgãos envolvidos no licenciamento ambiental.

Não aproveitada

A gestão socioambiental é de responsabilidade do empreendedor.

36. COPEL Edital

ALTERAÇÃO DO ITEM 4.12 “As INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO deverão entrar em OPERAÇÃO COMERCIAL nos prazos a seguir estabelecidos, contados a partir da data de assinatura dos respectivos CONTRATOS DE CONCESSÃO: LOTE PRAZO PARA ENTRADA EM OPERAÇÃO COMERCIAL (meses) A 60 B 48 ... ... ... ...

Não aproveitada

O prazo fixo visa garantir a entrada em operação comercial na data mais próxima à data de necessidade, considerando as estimativas de prazos factíveis para cada empreendimento.






Z 36” Justificativa da Entidade Fixar, no Edital, a data para entrada em operação comercial pode comprometer o prazo para implantação do empreendimento, caso o cronograma do leilão necessite sofrer algum tipo de alteração. Um prazo fixado em meses, contado a partir da assinatura do contrato de concessão proporciona melhor previsão dos cronogramas físico e financeiro de implantação dos empreendimentos numa elaboração de proposta.

37. COPEL Edital

5.10.3 - INCLUSÃO “O pagamento da RAP não será prejudicado caso, ocorrendo a antecipação da data de entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL das INS-TALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, os correspondentes benefícios esperados e/ou estimados não se concretizem por fatores não imputáveis à TRANSMISSORA.” Justificativa da Entidade Este item esteve presente nos últimos Editais de Leilão de Transmissão e é uma forma de garantir o direito de remuneração à TRANSMISSORA a partir da data de disponibilidade das instalações de transmissão referentes ao contrato de concessão. Solicita-se a manutenção do texto no presente Edital.

Não aproveitada

A antecipação da data de entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL é tratada no Contrato de Concessão, Cláusula Quinta, e já contempla o solicitado.

38. COPEL Edital

ALTERAÇÃO DA HABILITAÇÃO - 10.10.5 “A PROPONENTE que for CONCESSIONÁRIA DE TRANSMISSÃO deverá dispor de declaração fornecida pela fiscalização da ANEEL sobre o seu histórico de desempenho na implantação de obras de transmissão nos últimos 36 (trinta e seis) meses anteriores ao da publicação do Edital, comprovando atender ao menos um dos três itens a seguir: 10.10.5.1 Não apresentar tempo médio de atraso na entrada em operação comercial de instalações de transmissão sob regime de concessão superior a 180 (cento e oitenta) dias em relação às datas previstas nos respectivos contratos, considerando as obras concluídas nos últimos 36 (trinta e seis) meses ou que deveriam ter sido concluídas até a publicação do Edital; 10.10.5.2 Não ter sofrido, no mesmo período, 3 (três) ou mais penalidades relacionadas a atraso na execução de obras de transmissão em regime de concessão, já transitadas em

Não Aproveitada

A exclusão dos empreendimentos autorizados visa aperfeiçoar o mecanismo, uma vez que o critério levará em conta apenas atrasos e penalidades relativas a obras licitadas, para participações em licitações.






julgado na esfera administrativa; e 10.10.5.3 Não ter Certificado de Descumprimento Total do Termo de Compromisso de Ajuste de Conduta –TAC transitado em julgado na esfera administrativa, na existência de TAC celebrado com a ANEEL, contemplando as obras de que trata o item 10.10.5.1, passíveis de ajustamento de conduta.” Justificativa da Entidade Tornar mais clara a metodologia de inabilitação de proponentes, divulgada por meio de Comunicado Relevante. A consideração de habilitação de empresas avaliando-se somente atrasos de obras licitadas, e não autorizadas, beneficiou algumas concessionárias. Entretanto, prejudicou outras que possuem bom desempenho em obras autorizadas. Solicita-se o retorno para o critério anterior (estatística baseada em obras licitadas + autorizadas). Sugere-se também a realização de Audiência Pública, para tal avaliação.

39. COPEL Edital

INCLUSÃO DO ITEM 11.11: 11.11 A pedido do Tomador, será permitida a substituição da Garantia de Fiel Cumprimento por outras modalidades previstas na Lei nº 8.666 de 21 de junho de 1993. Justificativa da Entidade

Aproveitada

Incluído o texto no edital: 11.11 Será permitida a substituição da Garantia de Fiel Cumprimento por outras modalidades previstas na Lei nº 8.666, de 21 de junho de 1993, observando-se todas as regras deste Edital.

40. COPEL Edital

INCLUSÃO DO ITEM II NO APÊNDICE B: II. Comprometemo-nos, nos casos exigidos no Edital ou por opção da PROPONENTE, a constituir Sociedade de Propósito Específico – SPE para explorar a concessão do SERVIÇO PUBLICO DE TRANSMISSÃO a ser contratada, segundo as leis brasileiras e com sede e administração no Brasil, no prazo de 90 (noventa) dias contados da realização do LEILÃO; Justificativa da Entidade

Não aproveitada

Este edital considera o prazo de no mínimo 60 dias, o qual todas as empresas têm conseguido cumprir nos últimos leilões.






41. COPEL Edital

ITEM 9. CRONOGRAMA – ANEXO 6Q E 6R PAG.28. ”prazo máximo de 48 (quarenta e oito meses) para os empreendimentos das tabelas A e B.” Justificativa da Entidade Corrigir o prazo máximo do cronograma para Lote Q 60 meses e Lote R 48 meses, conforme informado nos documentos Nota Técnica 05/2015 – CEL – SCT/ANEEL e Edital do leilão 13/2015.

Aproveitada

O texto do item 9 que consta nos Anexos 6Q e 6R da página 28 será retificado para 60 meses – Lote Q e 48 meses – Lote R.

42. COPEL Edital

ANEXO 6Q E 6R – NUMERAÇÃO DAS PÁGINAS Justificativa da Entidade Erro material – numeração das páginas incorretamente referenciadas. “FL28 de 515”. A última página deveria ser a Fl. 32 de 32.

Aproveitada

A numeração da página será corrigida conforme proposta apresentada.

43. COPEL Edital

ITEM 1.2 – CONFIGURAÇÃO BÁSICA – FIGURAS 1.2, 1.3 E 1.4 (PÁGINAS 8 A 10). Justificativa da Entidade Figuras praticamente ilegíveis (baixa resolução) e com legenda errada. Aproveitada

As figuras 1.2, 1.3 e 1.4 das páginas de 8 a 10 serão retificadas.

44. COPEL Edital

INSERÇÃO NO ITEM 2.4 – LINHAS AÉREAS “CAPACIDADE DE CORRENTE DOS CABOS PARA-RAIOS E CADEIAS DE ISOLADORES No dimensionamento dos cabos para-raios e cadeias de isoladores, deve ser adotada a corrente de curto-circuito indicada nas tabelas abaixo, conforme o caso: (a) Corrente de curto-circuito fase-terra, na subestação terminal, para o dimensionamento dos novos cabos para-raios e cadeias de isoladores da linha de transmissão em projeto. O dimensionamento dos cabos para-raios e cadeias de isoladores – seja no caso de nova linha de transmissão ou de novo(s) trecho(s) de linha originado(s) a partir de seccionamento de LTA existente – deve adotar, como premissa, no mínimo, o(s) valor(es) de corrente de curto-circuito fase-terra indicado(s) na Tabela 2-2 – Corrente(s) de curto-

Não aproveitada

O assunto da contribuição está em análise e a Aneel vai considerar a contribuição para futuras licitações, mas não para esta, devido não ter encerrado o estudo do tema.






circuito na(s) SE(s) terminal(is) para o dimensionamento dos cabos para-raios e cadeias de isoladores de nova LTA ou novo(s) trecho(s) de LTA em projeto, a seguir. Esse(s) valor(es) de corrente está(ão) referido(s) ao nível de tensão do(s) barramento(s) da(s) subestação(ões) terminal(is). Tabela 2-2 "... cabos para-raios e cadeias de isoladores..." Justificativa da Entidade Estatisticamente, os isoladores representam os materiais que mais apresentam falhas ou defeitos em linhas aéreas de transmissão, e sua especificação técnica deve ser elaborada com o máximo critério e rigor. Tem-se observado que os editais de leilão jamais especificaram requisitos de suportabilidade das cadeias de isoladores frente aos curtos-circuitos fase-terra. Isto representa uma inconsistência nos requisitos, pois se tais requisitos são especificados para os cabos para-raios, obrigatoriamente deve-se aplica-los às cadeias de isoladores. Tal justifica-se pois durante a ocorrência de um curto-circuito fase-terra, geralmente ocasionada pela incidência de descarga atmosférica, o primeiro elemento a ser solicitado pelo curto-circuito é a cadeia de isoladores, por ter seu isolamento rompido pela descarga atmosférica. Em seguida, este mesmo curto-circuito que circula ao longo da cadeia será distribuído entre os cabos para-raios e o aterramento da torre. Portanto, sempre que há a ocorrência deste evento, tanto os cabos para-raios como as cadeias de isoladores estão sujeitas aos esforços eletromecânicos provenientes do mesmo curto-circuito, e ambos devem ser verificados quanto à sua respectiva suportabilidade, o que usualmente é feito por meio de Ensaios de Tipo realizados conforme Normas Técnicas específicas. A falta de especificação da suportabilidade de cadeias de isoladores (ferragens mais isoladores) a curto-circuitos pode levar a uma situação inconsistente, de que os cabos para-raios suportarão tal condição, enquanto que as cadeias de isoladores poderão não suportá-la, podendo ocasionar ruptura da cadeias com a queda dos condutores ao solo, e eventual queda de torres, caso as mesmas não tenham previsto tal situação em suas hipóteses de cálculo.






45.

TRANSMISSORA ALIANÇA DE

ENERGIA ELÉTRICA S.A. –

TAESA

Edital

ALTERAÇÃO DA CLÁUSULA NONA - DA EXECUÇÃO DA GARANTIA DE FIEL CUMPRIMENTO “II - A TRANSMISSORA atrasar em mais de 60 (sessenta) dias qualquer dos marcos de implantação do empreendimento constantes do cronograma físico estabelecido no ANEXO III deste CONTRATO. Primeira Subcláusula - Sem prejuízo de outras cominações, a ocorrência de atrasos injustificados no cumprimento de marcos intermediários ou na entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, fixados no cronograma de instalação, ANEXO III deste CONTRATO, autoriza a ANEEL a executar a Garantia de Fiel Cumprimento da TRANSMISSORA, ressalvados os casos de atrasos comprovadamente provocados por atos do Poder Público, decorrentes de excludente de responsabilidade do empreendedor caso fortuito ou de força maior, observadas as etapas e os percentuais abaixo discriminados:” Justificativa da Entidade: A adequação da Cláusula Nona mostra-se necessária em razão da publicação da Lei nº 13.203/2015, que dispõe no art. 4º que no caso de atraso no início da operação comercial das instalações de transmissão decorrente de excludente de responsabilidade do empreendedor, o prazo do correspondente contrato de concessão de transmissão de energia elétrica poderá ser prorrogado pelo poder concedente pelo prazo reconhecido como excludente de responsabilidade, conforme processo a ser instruído pela Aneel.

Não aproveitada

O texto do edital é compatível com o art. 4º da Lei 13.203/2015.

46.



TAESA


ALTERAÇÃO DA CLÁUSULA SÉTIMA: QUARTA SUBCLÁUSULA “No atendimento ao disposto no § 3º do art. 9º da Lei no 8.987, de 1995, ressalvados os impostos sobre a renda, a criação, alteração ou extinção de quaisquer tributos ou encargos legais, após a assinatura deste CONTRATO após a assinatura do Termo de Ratificação de Lance, quando comprovado seu impacto, implicará revisão da RECEITA ANUAL PERMITIDA, para mais ou para menos, conforme o caso.” Justificativa da Entidade: Com o intuito de ajustar o contrato de concessão aos termos das leis, basta que haja a adequação da referida cláusula, nos moldes do art. 9º, § 3º, da Lei 8.987/95 e do art. 65, §

Aproveitada

Alterado o texto da Minuta de Contrato de “após a assinatura deste CONTRATO” para “após a assinatura do Termo de Ratificação de Lance”, para conformidade à Lei 8.666/93






5º , da Lei 8.666/93, que determinam que a criação, alteração ou extinção de quaisquer tributos ou encargos legais, após a apresentação da proposta, implicará a revisão da tarifa. Vejamos: “Art. 9º, § 3º, da Lei 8987/95 - Ressalvados os impostos sobre a renda, a criação, alteração ou extinção de quaisquer tributos ou encargos legais, após a apresentação da proposta, quando comprovado seu impacto, implicará a revisão da tarifa, para mais ou para menos, conforme o caso”. “Art. 65, § 5º , da Lei 8.666/93 - Quaisquer tributos ou encargos legais criados, alterados ou extintos, bem como a superveniência de disposições legais, quando ocorridas após a data da apresentação da proposta, de comprovada repercussão nos preços contratados, implicarão a revisão destes para mais ou para menos, conforme o caso”. Dessa forma, a TAESA solicita a adequação do texto, conforme a sugestão de alteração.

47.



TAESA


ALTERAÇÃO DA CLÁUSULA DÉCIMA SEXTA – RISCOS DO NEGÓCIO O negócio de transmissão de energia elétrica contempla riscos anteriores e posteriores à assinatura do Contrato de Concessão, os quais, ainda que não explicitados neste Contrato Concessão, são de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA. Os riscos compartilhados As ações que caracterizem situações de excludentes de responsabilidade do empreendedor serão passíveis de compensação, caso ocorram. Segunda Subcláusula – Considera-se risco de responsabilidade compartilhada entre a Concessionária e os Usuários excludente de responsabilidade do empreendedor, além dos demais casos especificados em lei, o atraso, não imputável à transmissora, no licenciamento ambiental superior ao prazo total estabelecido na legislação para o órgão onde tramitou o processo de licenciamento, incluindo todas as etapas do licenciamento, exceto quando este prazo for inferior ao prazo legal do órgão ambiental federal. Nesta hipótese, o prazo considerado será aquele definido para o órgão ambiental federal. Terceira Subcláusula – Demonstrada a situação de Responsabilidade Compartilhada excludente de responsabilidade referida na Segunda Subcláusula, a compensação de que trata o caput desta Cláusula dar-se-á na forma de devolução do tempo de atraso. O tempo de atraso no licenciamento ambiental, conforme definido na Subcláusula anterior, será

Não aproveitada

O texto da minuta de contrato é compatível com o art. 4º da Lei 13.203/2015.






devolvido à Concessionária, deslocando-se o termo final do contrato para momento futuro, na medida correspondente ao tempo de atraso. Justificativa da Entidade: A adequação da Cláusula Décima Sexta mostra-se necessária em razão da publicação da Lei nº 13.203/2015, que dispõe no art. 4º que no caso de atraso no início da operação comercial das instalações de transmissão decorrente de excludente de responsabilidade do empreendedor, o prazo do correspondente contrato de concessão de transmissão de energia elétrica poderá ser prorrogado pelo poder concedente pelo prazo reconhecido como excludente de responsabilidade, conforme processo a ser instruído pela Aneel.

48.



TAESA


ALTERAÇÃO DA CLÁUSULA DÉCIMA SÉTIMA - CASO FORTUITO OU FORÇA MAIOR “Na ocorrência de um evento de caso fortuito ou força maior, nos termos do art. 393 do Código Civil, que afete ou impeça o cumprimento das obrigações contratuais, o CONTRATO permanecerá em vigor, mas a TRANSMISSORA atingida pelo evento não responderá pelas consequências do não cumprimento de suas obrigações nos termos do CONTRATO, durante o período de ocorrência do evento e proporcionalmente aos seus efeitos. Primeira Subscláusula – Ao invocar a ocorrência de caso fortuito ou força maior, a TRANSMISSORA deverá adotar as seguintes medidas: a – notificar a ANEEL da ocorrência de evento que possa vir a ser caracterizado como de caso fortuito ou força maior, tão logo quando possível, mas, em nenhuma circunstância, em prazo superior a 90 (noventa) dias úteis contados da data em que tiver tomado conhecimento de sua ocorrência, fornecendo uma descrição da natureza do evento, uma estimativa de sua duração e do impacto no desempenho de suas obrigações contratuais. Em afetando o cronograma de implantação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, poderá a TRANSMISSORA submeter à ANEEL proposta de postergação de marcos intermediários e/ou do início de operação comercial; b – informar regularmente à ANEEL a respeito de suas ações e de seu plano de ação para remediar e/ou minimizar tais consequências; c – adotar as providências cabíveis para remediar ou atenuar as consequências de tal

Não aproveitada

O prazo de 10 dias é suficiente para notificar a ocorrência do evento.






evento, visando retomar suas obrigações contratuais com a maior brevidade possível; d – respaldar todos os fatos e ações com documentação ou registro disponível; e e – prontamente comunicar à ANEEL do término do evento e de suas consequências. Segunda Subscláusula – A inobservância do prazo fixado na alínea ‘a’ da Subcláusula Primeira, especialmente para pleitear a revisão de cronograma das obras de implantação, caracterizará renúncia ao direito de invocar o caso fortuito ou força maior como excludente de responsabilidade pelo eventual descumprimento de suas obrigações contratuais.” Justificativa da Entidade: A TAESA concorda que as situações de caso fortuito ou força maior devam ser prontamente comunicadas à ANEEL, porém, entende que o prazo de 10 (dez) dias corridos da data do evento não é factível para a apresentação de relatório contendo as informações necessárias para demonstrar a situação de caso fortuito ou força maior. Desta forma, sugere-se que o prazo seja, no mínimo, de 90 (noventa) dias contados do conhecimento da ocorrência. Ademais, ressalta-se que o fato de emitir o comunicado mais ou menos dias não altera a situação fortuita e/ou de força maior já ocorrida e, portanto, não deve ser objeto de renúncia de direito, podendo o agente, a qualquer tempo, requerer o reconhecimento da situação de excludente de sua responsabilidade. A redação original da referida Segunda Subcláusula prevê uma eventual renúncia tácita ao direito. Ocorre que qualquer perda do direito deve estar prevista em conformidade com os prazos decadenciais estipulados em lei. Neste sentido, não cabe ao contrato prever hipótese que retire o direito dos contratantes de invocar ocorrência de caso fortuito ou força maior. Caso prevaleça o teor da Segunda Subcláusula da Cláusula Décima Sétima, terão os investidores mais um elemento de dúvida e risco, o que poderá comprometer o interesse na participação em futuros Leilões e, consequentemente, atingir a modicidade tarifária. Desta forma, sugere-se a exclusão total da Segunda Subcláusula da Cláusula Décima Sétima.






49.



TAESA

RELATÓRIO R2

RELATÓRIO R2 - DETALHAMENTO DA ALTERNATIVA DE REFERÊNCIA - TD-1011-ES-R2-008 “Com relação às linhas de transmissão com 6 subcondutores TERN (795 MCM) por fase e de acordo com os espaçamentos adotados, os relatórios R2 especificam linhas com SIL de aproximadamente 1680 MW. Após discussões técnicas com projetistas renomados no mercado de transmissão, foram observadas restrições técnicas para obter-se torres de ancoragem que garantam linhas com esse SIL, portanto, gostaríamos de saber se há um projeto de torre em operação que embasou o cálculo destes valores ou se há uma tolerância de variação desse SIL. Os pesos médios das estruturas de suspensão e ancoragem com feixes de 6 subcondutores por fase para atender ao SIL requerido são mais elevados que a média representada no banco de preços da ANEEL. “ Justificativa da Entidade: Os estudos apresentados pela EPE e contemplados nos relatórios R1 e R2 levam em consideração a torre típica para suspensão do tipo Cross Rope que possibilita a instalação dos feixes de cabos condutores dentro das distâncias necessárias para atender ao SIL solicitado. Para o atendimento dessa condição é necessário um aumento relevante nos pesos das torres, principalmente nas torres de ancoragem. Esse quantitativo mais elevado foi considerado para o cálculo do investimento previsto para o lote A? Se sim, solicitamos a disponibilização do projeto das torres de ancoragem que sejam exequíveis para o SIL especificado de forma a servir de referência técnica e formação de preço.

Não aproveitada

Para o cálculo da RAP teto foi considerado o quantitativo mais elevado das torres de transmissão. O projeto das torres é de responsabilidade da transmissora vencedora do leilão.

50.

Associação Brasileira da

Infraestrutura e Indústrias de Base - ABDIB

Geral

Considerações ABDIB 1. Não há como desconhecer que a notória frustração dos leilões de transmissão, dos últimos dois anos, realizados pela ANEEL pode se repetir no Leilão de Transmissão nº 13/2015 – ANEEL., cuja minuta de Edital é o objeto desta contribuição. A dimensão deste pode ser avaliada pela escala dos investimentos demandados: entre R$ 14 e R$ 16,0 bilhões. De fato, dos 39 lotes leiloados nos últimos dois anos a metade não se demonstrou atrativa para justificar os investimentos requeridos dos empreendedores. A contratação de alguns não foi possível mesmo depois de até quatro tentativas Antes de prosseguir, contudo, cabe-nos registrar que a trajetória de sucesso desse setor sempre foi motivo de

Aproveitada

a) Os parâmetros de composição do custo de capital próprio e de terceiros para o cálculo da Receita Anual Máxima Permitida do Leilão de Transmissão nº 13/2015, foram atualizados, para a data de referência de 18 de janeiro de 2016, conforme metodologia descrita nos Procedimentos de Regulação






orgulho, por suas importantes realizações, para todos: Governo, Agência e Agentes. Os números que ilustram o crescimento da extensão das linhas de transmissão do SIN desde que entrou em vigência o modelo do setor instituído pelas Leis nos 9648/98 e 10848/04 são expressivos e justificam o louvor e o otimismo quanto ao futuro: (i) início de 1999, extensão do SIN de 63.971 km; (ii) início de 2015, esta extensão já era de 125.833 km; e (iii) segundo o PDEE 2024, precisamos alcançar até esse horizonte o total de 211.615 km e ainda faltam contratar investir aproximadamente R$ 69,4 bilhões. 2. A realidade da conjuntura atual Em 03 de dezembro passado realizou-se a primeira reunião semestral da diretoria da ANEEL com associadas da ABDIB e ABRATE. Nesta oportunidade destacamos que algumas condições e custos de realização dos empreendimentos de transmissão de cinco atrás são frações irreconhecíveis de seus equivalentes atuais. a) Destes, sem dúvida, destacam-se o custo de capital– Próprio e de Terceiros - demandado pelos projetos das concessões de Transmissão, razão por que o tema mereceu apresentação mais detalhada: Capital Próprio: - A consequência da deterioração dos fundamentos fiscais, da tendência decrescente do fluxo de investimentos estrangeiros na infraestrutura, da crescente repatriação de capitais estrangeiros, da instabilidade política e das frequentes mudanças de regulação é a elevação do risco país e do risco regulatório. - Os indicadores do Banco Mundial da Qualidade de Regulação dos contratos de serviço público do Brasil, isoladamente e comparados com os de outros países, não deixam dúvidas de que a qualidade da regulação dos contratos de concessão de serviço público tem de melhorar muito. - Alguns parâmetros utilizados pela ANEEL para definir as RAP’s dos recentes Leilões de Transmissão são mais restritivos do que os aceitos pelo Ministério da Fazenda- MF: a Nota Técnica n0 02/2015/STN/SEAE/MF, de julho 2015, considera, para Concessões de Rodovias, prêmio de risco Brasil igual a 4,18%; e o WACC para concessão de ferrovias foi

Tarifária – PRORET, Submódulo 9.8 “Metodologia de cálculo de preço teto da Receita Anual Permitida (RAP) dos leilões de concessão de transmissão de energia elétrica”. b) A ANEEL vem realizando revisões pontuais no Banco de Preços, sendo a mais recente nos parâmetros de mão de obra, bem como atualizações dos valores de referência em conformidade com a Resolução Homologatória nº 758/2009.






revisado de 8,5% para 10,6%. Capital de Terceiros: As condições do momento também são desfavoráveis à obtenção de empréstimos para o setor, como atestam: -- o Ministério da Fazenda atualizou o spread de risco de crédito de 4,05% para 5,3 %, ver Nota Técnica n0 02/2015/STN/SEAE/MF, de julho 2015; e -- a notória elevação do custo de captação de recursos de terceiros, inclusive das debêntures de infraestrutura. Acrescente-se que se antes o BNDES financiava 70% do investimento, agora o limite é de até 50% e que o custo – financiamento, administração e spread – já atingiu dois dígitos. A situação do capital de terceiros ainda é mais difícil. As debentures em novembro passado, segundo publicações do IBMEC, Instituto que se dedica ao estudo do mercado de capitais, só se viabilizavam com a taxa de 14%a.a. A tendência decrescente do fluxo de investimentos estrangeiros na infraestrutura país está em sintonia que a informação do Banco Central: durante o ano passado, o volume de recursos transferidos para o exterior pelos bancos estrangeiros que operam no Brasil só não foi maior que a de operação equivalente da Rússia. Registre-se que após essa apresentação, em face da consistência das ponderações, o Diretor Geral da ANEEL sugeriu a realização de reunião da ABDIB com os responsáveis da Agência pelos temas abordados, objetivando identificar critérios que assegurem que o WACC e demais componentes de custo de capital reflitam as condições de mercado. Essa reunião, em princípio, poderá ser realizada na segunda quinzena deste mês. b) Revisão do Banco de Preços utilizado pela ANEEL na definição de RAP’s e nas autorizações de reforços e melhorias. A ABDIB ponderou que em muitos lotes é flagrante a divergência entre os preços de referência da ANEEL e os praticados pelos agentes de mercado responsáveis pelo fornecimento de materiais, equipamentos, sistemas e obras. Esta ponderação, já feita em outras oportunidades, e a persistência do problema, revela a natural dificuldade da ANEEL em manter atualizado um universo tão grande de preços caracterizados por considerável






volatilidade, sobretudo em momentos de alta inflação, como acontece atualmente. Como as distorções são mais facilmente verificáveis nas atividades intensivas em mão de obra – obra civil e montagem eletromecânica -, decidiu-se que brevemente a ABDIB apresentará um estudo de caso aos especialistas da ANEEL, com ilustrações de ocorrências que comprovem distorções do Banco de Preços da Agência. 3. Contribuição síntese Pelas razões expostas e em benefício: do sucesso do Leilão de Transmissão n0 13/2015 – ANEEL; da garantia de que a expansão do SIN se dará nas condições estudadas e planejadas; da redução da capacidade ociosa de realização dos empreendedores; de encomendas às indústrias que há quase um ano veem a produção cair sistematicamente; e da criação de empregos que simplesmente já não pode perder qualquer nova possibilidade de criar um posto de trabalho, a ABDIB solicita que sejam realizados os ajustes pertinentes e necessários para que todos os lotes deste leilão reflitam a realidade do investimento demandado, ofertando remuneração compatível com os índices econômicos vigentes no País de forma a evitar que também este leilão produza resultados frustrantes de difícil e custosa reparação.






51.




SEGUNDA SUBCLÁUSULA “O atraso não imputável à transmissora no licenciamento ambiental superior ao prazo total estabelecido na legislação para o órgão onde tramitou o processo de licenciamento, incluindo todas as etapas do licenciamento, exceto quando este prazo for inferior ao prazo legal do órgão ambiental federal, não poderá ser considerado risco de responsabilidade da Concessionária. Nesta hipótese, o prazo considerado será aquele definido para o órgão ambiental federal e o risco de responsabilidade será integral dos Usuários.” Justificativa da Entidade: Não se pode compartilhar um risco quando a responsabilidade não é imputada exclusivamente à Transmissora. Pela legislação civil brasileira, o dever de indenizar não se aplica quando há excludente de responsabilidade. No mesmo sentido, ocorrendo a hipótese de alguma excludente, a Transmissora, na forma da lei, não deveria ser penalizada, sob pena de desvirtuação do próprio conceito legal. Dessa forma, a proposta justa seria a transferência integral do risco, considerando as hipóteses de ocorrência narradas na subcláusula.

Não aproveitada

A gestão socioambiental é de responsabilidade do empreendedor, observadas as novas condições da cláusula décima sexta do contrato de concessão.

52.




TERCEIRA SUBCLÁUSULA “Demonstrada a situação de ausência de Responsabilidade da Concessionária referida na Segunda Subcláusula, a compensação dar-se-á exclusivamente na forma de recálculo da RAP, considerando as mesmas premissas do cálculo da RAP teto do Leilão. O atraso no licenciamento ambiental, conforme definido na Subcláusula anterior, será acrescido ao prazo para entrada em operação comercial e os desembolsos estimados para o cálculo da RAP teto serão redistribuídos, em parcelas iguais, neste prazo. O percentual de acréscimo à RAP, calculado desta forma, será revertido integralmente para a Concessionária, no objetivo de reequilibrar economicamente o contrato.” Justificativa da Entidade: Entendemos adequado apenas o recálculo da RAP, quando o investidor receberá de forma imediata a remuneração do seu investimento. A devolução do tempo de atraso não compensará financeiramente o investidor pela mora do licenciamento. A extensão do prazo não reverte de forma equilibrada o investimento, considerando o lapso

Não aproveitada

A proposta aprovada na Audiência Pública passada é a que não há compartilhamento explícito de risco, visto que o atraso devidamente justificado é compensado, e que não depende de decisão administrativa para estabelecimento de receita associada, não sofrendo, assim, incerteza regulatória.






temporal do termo final do contrato.

53.




CLÁUSULA DÉCIMA SÉTIMA – CASO FORTUITO OU FORÇA MAIOR “Primeira Subscláusula - a) notificar a ANEEL da ocorrência de evento que possa vir a ser caracterizado como de caso fortuito ou força maior, tão logo quanto possível, mas, em nenhuma circunstância, em prazo superior a 30 (trinta) dias corridos contados da data em que tiver tomado conhecimento de sua ocorrência, fornecendo uma descrição da natureza do evento, uma estimativa de sua duração e do impacto no desempenho de suas obrigações contratuais. Em afetando o cronograma de implantação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, submeterá a TRANSMISSORA à ANEEL proposta de postergação de marcos intermediários e/ou do início de operação comercial, além do recálculo da RAP, considerando as mesmas premissas do cálculo da RAP teto do Leilão, na forma da Terceira subcláusula da Cláusula Décima Sexta; Segunda Subscláusula – A inobservância do prazo fixado na alínea ‘a’ da Subcláusula Primeira, especialmente para pleitear a revisão de cronograma das obras de implantação, caracterizará renúncia ao direito de invocar o caso fortuito ou força maior como excludente de responsabilidade pelo eventual descumprimento de suas obrigações contratuais.” Justificativa da Entidade: Item a) Entendemos que o prazo de dez dias dias, dependendo das circunstâncias do fato ocorrido, ainda que tenha aumentado em 05 dias com relação a minuta do edital do Leilão 05/2015 ainda não é exequível para o cumprimento da obrigação. A garantia ao reequilíbrio com o recálculo da RAP também deverá ser refletida nas hipóteses de ocorrência de eventos de Caso Fortuito e Força Maior, já que afeta economicamente a remuneração o projeto. Segunda Subcláusula: A questão do prazo exíguo de cinco dias não pode ser excludente do direito da Transmissora. Entendemos que, para a mantença do teor da segunda

Não aproveitada

O prazo de 10 dias é suficiente para notificar a ocorrência do evento.






subcláusula tal como está, é necessário a extensão do prazo para pelo menos 30 (trinta) dias corridos, contados da ocorrência, considerando que muitos fatos complexos impedem que o prazo de dez dias seja observado.

54.

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Edital

11 – DA GARANTIA DE FIEL CUMPRIMENTO DO CONTRATO “11.6 Nos termos do art. 56 da Lei nº 8.666/1993, a Garantia de Fiel Cumprimento poderá ser prestada sob as mesmas modalidades de que trata o item 8.3 deste Edital.” Justificativa da Entidade: Correção de texto para a correta referência ao item 8.3 do Edital.

Aproveitada

Correção de redação.

55.

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Edital

13 – DAS PENALIDADES “13.3 As penalidades previstas nos incisos III e IV do item 13.1 se aplicam também às empresas integrantes do grupo econômico a que pertença a PROPONENTE vencedora, a ADJUDICATÁRIA ou a CONTRATADA ensejam responsabilidade das empresas ou entidades integrantes do consórcio.” Justificativa da Entidade: A alteração proposta tem por objetivo proporcionar clareza ao texto, de maneira a evitar a ampliação do alcance da penalidade, considerando as interpretações que o conceito de “Grupo Econômico” possibilita. Não é razoável a inclusão do Grupo Econômico entre os entes a serem penalizados, representando, tal previsão, um risco às demais sociedades que fazem parte do grupo. Ademais, insta registrar que, as sociedades integrantes do grupo econômico permanecem como pessoas jurídicas distintas e com patrimônio individualizado, nos termos do artigo 266 da Lei n° 6.404/76, não havendo presunção de solidariedade entre as empresas, respondendo cada uma por suas obrigações, consoante artigo 278, §1º, do citado diploma legal. Por oportuno, vale ressaltar que a Resolução Normativa ANEEL nº 63/2004, que regula a imposição de penalidades, limita o seu alcance à concessão, o que significa que restringe as penalidades ao Consórcio detentor da outorga.

Não aproveitada Prevalece o texto original, que o Grupo Econômico.






56.

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CLÁUSULA PRIMEIRA – DEFINIÇÕES “XXVII. RAP – RECEITA ANUAL PERMITIDA: valor em reais (R$) que a TRANSMISSORA terá direito pela prestação de SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, aos usuários, a partir da entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, objeto deste CONTRATO.” Justificativa da Entidade: A definição da RAP deve deixar claro que se refere à RECEITA ANUAL PERMITIDA pela prestação do serviço público de transmissão das instalações de transmissão que são objeto deste contrato, e não a RECEITA ANUAL PERMITIDA total da TRANSMISSORA.

Não aproveitada

A RAP é objeto da cláusula sexta, com definição exaustiva.

57.

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CLÁUSULA QUARTA – OBRIGAÇÕES E ENCARGOS DA TRANSMISSORA “Décima Subcláusula – A TRANSMISSORA deverá executar REFORÇOS e MELHORIAS nas INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO objeto deste CONTRATO, nos termos da regulamentação específica, auferindo as correspondentes receitas a serem estabelecidas pela ANEEL e que garantam o equilíbrio econômico-financeiro da concessão.” Justificativa da Entidade: Deixar claro que a subcláusula se refere às instalações de transmissão ora contratadas.

Não aproveitada

A subcláusula já está bem definida: “Décima Subcláusula – A TRANSMISSORA deverá executar REFORÇOS e MELHORIAS nas INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO objeto deste CONTRATO, nos termos da regulamentação específica, auferindo as correspondentes receitas a serem estabelecidas pela ANEEL.”

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CLÁUSULA QUARTA – OBRIGAÇÕES E ENCARGOS DA TRANSMISSORA “Sexta Subcláusula – A TRANSMISSORA, para permitir a conexão de outra CONCESSIONÁRIA DE TRANSMISSÃO ou de USUÁRIOS, deverá: II - participar do planejamento setorial por meio da elaboração dos estudos e planos de expansão dos sistemas elétricos e, a pedido do PODER CONCEDENTE, elaborar estudos técnicos para subsidiar a licitação de novas INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO;” Justificativa da Entidade: Retirar o Inciso II da Sexta Subcláusula da Cláusula Quarta. O referido inciso está fora do contexto da Sexta Subcláusula da Cláusula Quarta, que trata das obrigações da

Não aproveitada

A Clausula Quarta reflete as obrigações da Transmissora. A posição do texto no contrato não prejudica a compreensão da obrigação da transmissora.






TRANSMISSORA quando da permissão de conexão de outra concessionária de transmissão ou de usuários.

59.

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CLÁUSULA QUARTA – OBRIGAÇÕES E ENCARGOS DA TRANSMISSORA “Décima Subcláusula – A TRANSMISSORA deverá executar REFORÇOS e MELHORIAS nas INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO objeto deste CONTRATO, nos termos da regulamentação específica, auferindo as correspondentes receitas a serem estabelecidas pela ANEEL e que garantam o equilíbrio econômico-financeiro da concessão.” Justificativa da Entidade: A TRANSMISSORA deverá executar reforços e melhorias em que seja adequadamente remunerada, de maneira a manter o equilíbrio econômico-financeiro da concessão.

Não aproveitada

Considerando a característica de monopólio do serviço público de transmissão, a Transmissora fica obrigada a aceitar a regulamentação da ANEEL para Reforços e Melhorias.

60.

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CLÁUSULA QUARTA – OBRIGAÇÕES E ENCARGOS DA TRANSMISSORA “Décima Primeira Subcláusula – Caso não tenha sido a autora, a TRANSMISSORA deverá pagar à EMPRESA os valores estabelecidos nas tabelas a seguir, (...)” Justificativa da Entidade: Contemplar no texto a hipótese da TRANSMISSORA ser a EMPRESA que efetuou os estudos vinculados à concessão.

Não aproveitada

A contribuição não foi aproveitada devido à possiblidade de que a Transmissora seja apenas acionista em uma SPE que efetuou estudos e nesse caso, mantém-se a obrigação de pagar os valores estabelecidos, conforme art 21 da Lei nº 8.987, cabendo à Transmissora a escolha da forma contábil de realizar a obrigação.






61.

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CLÁUSULA QUINTA – PRERROGATIVAS DA TRANSMISSORA “Segunda Subcláusula – O exercício de outras atividades empresariais dependerá de prévia autorização da ANEEL, até que seja expedida a regulamentação específica. A receita auferida com outras atividades deverá ter parte ou todo destinada a contribuir para a modicidade das tarifas do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, a qual será considerada nos reajustes e revisões de que tratam as Cláusulas Sexta e Sétima deste CONTRATO. O percentual da receita auferida com outras atividades, a ser destinado a contribuir para a modicidade tarifária, deverá ser regulamentado pela ANEEL.” Justificativa da Entidade: A expressão “deverá ter parte ou todo” leva a uma incerteza de qual parcela eventualmente seria destinada a contribuir com a modicidade tarifária. Desta forma, como a matéria está sujeita à regulação da ANEEL, propomos que fique claro no Contrato de Concessão que o percentual da receita auferida com outras atividades, a ser destinado a contribuir para a modicidade tarifária, será estabelecido pela ANEEL após ser submetido à Audiência Pública.

Não aproveitada

Permanece o texto da ANEEL. Matéria sujeita à regulação da ANEEL.

62.

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CLÁUSULA NONA - DA EXECUÇÃO DA GARANTIA DE FIEL CUMPRIMENTO “Quinta Subcláusula – Quando se tratar de atrasos na implantação de empreendimentos decorrentes de casos fortuitos e de força maior, como definido na Cláusula Décima Sétima, que por natureza são excludentes de responsabilidade da TRANSMISSORA, assim como de atrasos no licenciamento ambiental, caracterizados como risco de responsabilidade compartilhada, conforme definido na Segunda Subcláusula da Cláusula Décima Sexta, quando reconhecidos pela ANEEL, a hipótese constante no inciso II do caput desta Cláusula não ensejará razão para a execução de garantia de fiel cumprimento.” Justificativa da Entidade: Inserir subcláusula na cláusula de EXECUÇÃO DE GARANTIA DE FIEL CUMPRIMENTO para deixar claro que os casos fortuitos ou de força maior, e aqueles caracterizados como de risco de responsabilidade compartilhada não ensejarão razão para a execução desta garantia.

Não aproveitada

A Transmissora só será penalizada por fatos imputáveis a ela. A Garantia de Fiel Cumprimento só será executada por fatos sob responsabilidade da Transmissora.






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CLÁUSULA DÉCIMA – PENALIDADES “Primeira Subcláusula – A concessionária TRANSMISSORA estará sujeita à penalidade de multa, aplicada pela ANEEL nos termos de resolução específica, no valor máximo por infração incorrida de 2% (dois por cento) do montante do faturamento da concessionária da RECEITA ANUAL PERMITIDA da concessão, objeto deste CONTRATO, dos últimos 12 (doze) meses anteriores à lavratura do auto de infração, conforme o inciso X do artigo 3º da Lei no 9.427, de 1996.” Justificativa da Entidade: A base de cálculo adotada nesta subcláusula poderá redundar na aplicação de multa superior ao limite legal imposto, senão vejamos: A norma apresentada no artigo 3º, inciso X, da Lei n.º 9.427/96 traz um limite máximo para a discricionariedade na fixação das multas por parte da ANEEL, por meio de adoção de um critério objetivo legal, qual seja: “fixar as multas..., observado o limite, por infração, de 2% (dois por cento) do faturamento, ou do valor estimado da energia produzida nos casos de autoprodução e produção independente...” (grifo nosso) Assim, não haverá ofensa ao princípio da legalidade o estabelecimento, no contrato de concessão, de fórmula de cálculo distinto, mas haverá ilegalidade na hipótese dessa nova fórmula de cálculo redundar na aplicação de multa superior ao limite legal imposto. Ora, o contrato de concessão decorrerá de uma licitação para a concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica. O termo técnico “CONCESSIONÁRIA DE TRANSMISSÃO”, constante na cláusula primeira da minuta do contrato, ora em análise, é definido como “pessoa jurídica com delegação do poder concedente para a exploração do serviço público de transmissão”. (grifo nosso) A subcláusula, objeto de contribuição, poderá cair em contradição com o próprio caput da cláusula décima, pois consta, expressamente, que as infrações às disposições legais serão restritas ao “SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO” e a “TRANSMISSORA estará sujeita às penalidades”, conforme transcrição a seguir: “CLÁUSULA DÉCIMA – PENALIDADES Por infrações às disposições legais, regulamentares ou contratuais, pertinentes ao

Não aproveitada

Redação adequada ao artigo 3º da Lei 9.427/1996.






SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, a TRANSMISSORA estará sujeita às penalidades previstas na legislação, especialmente àquelas estabelecidas em resoluções da ANEEL, sem prejuízo do disposto no inciso III, art. 17, Anexo I, do Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997, e nas Cláusulas Décima Primeira e Décima Segunda deste CONTRATO.” (grifo nosso) Dessa forma, eventual conduta omissiva da “CONCESSIONÁRIA DE TRANSMISSÃO”, geradora de punição pela ANEEL, deverá se restringir às atividades de transmissão específicas do contrato em referência, excluídas outras atividades porventura desenvolvidas pela concessionária, o que justifica a alteração ora sugerida. A propósito, Antonio Ganim, em “Setor Elétrico Brasileiro - Aspectos Regulamentares, Tributários e Contábeis”, 2ª edição, 2009, expõe que a multa deveria ser calculada sobre a receita decorrente daquela concessão, permissão ou autorização, sobre a qual estaria sendo imputada a multa e não sobre a receita da pessoa jurídica concessionária, que muitas das vezes possui mais de uma concessão ou autorização. Adicionalmente, o cálculo da penalidade considerando o faturamento geral da concessionária contradiz o próprio contrato de concessão, haja vista que os contratos de concessão conduzem à conclusão de que cada empreendimento deve ser individualmente considerado, correspondendo a um ato de outorga específico, resultando, por conseguinte, uma individualidade do ponto de vista econômico-financeiro. Essa conclusão se extrai das subcláusulas das cláusulas que tratam do Objeto do Contrato que definem, de maneira geral, que a exploração do empreendimento outorgado à concessionária constitui concessão individualizada para cada um dos empreendimentos para todos os efeitos contratuais e legais, o que inclui a aplicação de penalidade.

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CLÁUSULA DÉCIMA – PENALIDADES “Quarta Subcláusula – As indisponibilidades da prestação do serviço decorrentes de sabotagem, terrorismo e catástrofes consideradas calamidades públicas, bem como as causadas por caso fortuito ou força maior, excludente de responsabilidade e atrasos caracterizados como risco de responsabilidade compartilhada, conforme definido na Segunda Subcláusula da Cláusula Décima Sexta, reconhecidas pela ANEEL, não estão

Não aproveitada

Prevalece o texto da ANEEL, pelo qual a Agência precisa reconhecer caso a caso o afastamento de penalidades.






sujeitas à aplicação de penalidades previstas neste CONTRATO.” Justificativa da Entidade: Para que haja clareza quanto a não aplicação de penalidades para excludente de responsabilidade e atrasos caracterizados como risco de responsabilidade compartilhada, conforme definido na Segunda Subcláusula da Cláusula Décima Sexta, reconhecidos pela ANEEL, sugerimos a inserção de texto de modo que a referida situação fique devidamente explicitada.

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CLÁUSULA DÉCIMA SEXTA – RISCOS DO NEGÓCIO “O negócio de transmissão de energia elétrica contempla riscos anteriores e posteriores à assinatura do Contrato de Concessão, os quais, ainda que não explicitados neste Contrato Concessão, são de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA. Os riscos compartilhados serão passíveis de compensação, caso ocorram.” Justificativa da Entidade: Não se justifica a assunção de riscos que não estejam explicitados no contrato de concessão. A expressão, genérica e abstrata, impõe ao concessionário inteira responsabilidade por riscos não explicitados no contrato podendo causar o desequilíbrio entre as posições das partes – poder concedente e concessionário. Não é razoável à atividade empresarial do concessionário assumir inteiramente a responsabilidade por riscos que sequer estão explicitados no Contrato de Concessão.

Não aproveitada

O direito ao reequilíbrio é assegurado à Transmissora e não se confunde com esta cláusula.

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ALTERAÇÃO DE CLÁUSULA DÉCIMA SEXTA – RISCOS DO NEGÓCIO - Primeira Subcláusula “São riscos de responsabilidade exclusiva da TRANSMISSORA: m - o licenciamento ambiental, limitado ao prazo indicado pelo órgão licenciador, sendo o prazo mínimo aquele definido para o órgão ambiental federal, conforme disposto na Subcláusula Segunda desta Cláusula.” Justificativa da Entidade: De forma a mitigar de forma mais precisa o risco de atrasos no licenciamento há a necessidade para cada empreendimento de se obter um cronograma com o órgão licenciador responsável gerado a partir de um Termo de Referência.

Não aproveitada

A cláusula visou estabelecer com precisão o risco do contrato de forma a mitigar o risco associado ao licenciamento ambiental quando superado os prazos legais do órgão de licenciamento responsável. A sugestão de Termo de Referência prévio para todos os empreendimentos está sendo avaliada pelo Poder Concedente.






Entende-se que o ideal seria a licitação do empreendimento já com o licenciamento prévio realizado pela EPE, assim como em projetos de geração hidrelétrico. Mas na ausência deste licenciamento, a disponibilização do Termo de Referência com o respectivo cronograma oferece uma condição muito mais adequada para gestão do risco tendo em vista que já se conhece ao menos os estudos que serão exigidos e consequentemente os tempos mínimos para sua elaboração.

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EXCLUSÃO DE CLÁUSULA DÉCIMA SEXTA – RISCOS DO NEGÓCIO “Primeira Subcláusula – São riscos de responsabilidade exclusiva da TRANSMISSORA: n – greves de qualquer natureza realizadas por empregados contratados pela transmissora ou pelas subcontratadas e prestadoras de serviços à TRANSMISSORA; o – prejuízos decorrentes de falha na segurança no local de realização das obras; “ Justificativa da Entidade: Sugere-se a supressão do item “n” haja vista que greves de qualquer natureza devem ser entendidas como álea extraordinária, ou seja, fatos que não se encontram no âmbito de previsibilidade normal do concessionário, não sendo razoável que ele assuma esses riscos que devem ser enquadrados como hipóteses de excludente de responsabilidade. Com efeito, a Lei nº 8.987/95 define a concessão de serviço público “delegação de sua prestação, feita pelo poder concedente, mediante licitação, na modalidade de concorrência, à pessoa jurídica ou consórcio de empresas que demonstre capacidade para desempenho, por sua conta e risco e por prazo determinado.” (grifo nosso) Ocorre que a expressão deve ser interpretada de maneira a conciliar a extensão dos riscos que recaem sobre o concessionário. Marçal Justen Filho, em seu livro, Teoria Geral das Concessões de Serviços Públicos se posiciona no sentido de que: “A autonomia do empresário para organizar o empreendimento é relativa. Veja-se que, na tradição entre nós vigente, toda a concepção fundamental do empreendimento é desenvolvida pelo Estado, sem margem de autonomia significativa para o particular. [...]. Os riscos do concessionário são (e têm de ser) limitados, o que significa a existência de uma margem insuprimível de intervenção estatal de intervenção estatal para conformar não apenas o serviço mas também prevenir e limitar a probabilidade do insucesso”. (JUSTEN FILHO, 2003, p. 333). Os eventos

Não aproveitada

As relações trabalhistas são de responsabilidade da transmissora e de suas subcontratadas. Os itens se referem apenas aquilo que está sob responsabilidade direta da Transmissora e suas contratadas para execução de obras e serviços.






considerados imprevisíveis ou previsíveis com consequências incalculáveis não se encontram no âmbito de gestão normal do agente, portanto, não podem ser assumidos inteiramente pelo concessionário. Não é razoável que o concessionário seja integralmente responsabilizado por hipóteses que fogem da esfera de previsibilidade ou a imediata exclusão de tais eventos da possibilidade de adequação ou reequilíbrio do contrato. A manutenção do item “n” no contrato de concessão padece de ilegalidade vez que impõe ao concessionário a responsabilidade por fatos que lhe são alheios. Ademais, sugerimos a retirada do item “n”, pois, dependendo do empreendimento, pode existir caso da existência de um único fornecedor (no Brasil ou no Mundo) para determinados equipamentos e outros insumos (ex: geradores síncronos, cabos especiais, outros) e que no caso de greve do mesmo, não existe alternativa para o empreendedor a não ser aguardar o retorno das atividades do mesmo, sendo inevitável o atraso na implantação do empreendimento. Sugerimos também a retirada do item “o”, pois o termo falha na segurança é muito amplo, sem especificar que tipo de segurança a ANEEL se refere. Por exemplo, a invasão de um movimento popular nas instalações das obras não pode ser encarada como falha de segurança, pois foge do controle e poderes do empreendedor.

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CLÁUSULA DÉCIMA SEXTA – RISCOS DO NEGÓCIO “Primeira Subcláusula – São riscos de responsabilidade exclusiva da TRANSMISSORA: p - a ocorrência de eventos tidos como de força maior ou caso fortuito, quando a sua total cobertura possa ser contratada junto a instituições seguradoras, no mercado brasileiro, na data da ocorrência ou quando houver apólice vigente que cubram a totalidade dos prejuízos causados pelo evento.” Justificativa da Entidade: Pode haver casos em que o mercado de seguros não cubra o valor total do bem, sendo a indenização limitada a determinado teto.

Não aproveitada

Prevalece o texto da ANEEL, que diz “...quando a sua total cobertura possa ser contratada...”.






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BRASILEIRAS S.A. -

ELETROBRAS


CLÁUSULA DÉCIMA SEXTA – RISCOS DO NEGÓCIO “Segunda Subcláusula – Considera-se risco de responsabilidade compartilhada entre a Concessionária e os dos Usuários o atraso, não imputável à transmissora:, no licenciamento ambiental superior ao prazo total estabelecido na legislação para o órgão onde tramitou o processo de licenciamento, incluindo todas as etapas do licenciamento, exceto quando este prazo for inferior ao prazo legal do órgão ambiental federal. Nesta hipótese, o prazo considerado será aquele definido para o órgão ambiental federal. a - no licenciamento ambiental superior ao prazo total estabelecido pelo órgão onde tramitará o processo de licenciamento, incluindo todas as etapas do licenciamento, conforme caracterizado no Anexo Técnico do Edital do Leilão. b - na aprovação do Projeto Básico superior ao prazo legal estabelecido pela ANEEL.” Justificativa da Entidade: Em acordo a proposta do item “m” da Cláusula Décima Sexta e tendo em vista que trata-se exclusivamente de atraso não imputável à transmissora, não se considera razoável que a transmissora deva compartilhar de riscos adicionais. Deve-se levar em consideração que o atraso no licenciamento do empreendimento já causa desequilíbrio do fluxo de caixa, considerando o atraso na liberação do financiamento e do início de recebimento da RAP, e consequentemente redução da taxa de retorno do negócio o qual acaba sendo assumido integralmente pelo investidor/empreendedor. A aprovação dos Projetos Básicos também tem contribuído para o aumento do risco de atraso da implantação dos empreendimentos. Ademais, a aprovação da Licença Ambiental de Instalação e do Projeto Básico são condições necessárias para a liberação de financiamento e qualquer atraso não imputável à transmissora tem como consequência direta a frustação das expectativas do negócio, não recuperável com a simples devolução dos tempos de atraso com a postergação da concessão.

Não aproveitada

A redação proposta é incompatível com a Subcláusula Primeira da Cláusula Décima Sexta.






70.

CENTRAIS ELÉTRICAS

BRASILEIRAS S.A. -

ELETROBRAS


CLÁUSULA DÉCIMA SÉTIMA – CASO FORTUITO OU FORÇA MAIOR “Subcláusula XXXXXXX – No caso de atraso no início da operação comercial de transmissão decorrente de excludente de responsabilidade do empreendedor, reconhecido pelo poder concedente, o prazo da concessão de transmissão de energia elétrica poderá ser prorrogado pelo poder concedente, na forma da lei, pelo prazo reconhecido como excludente de responsabilidade, conforme processo a ser instruído pela Aneel.” Justificativa da Entidade: A inclusão da referida Subcláusula tem por objetivo adequar o texto do Contrato de Concessão ao exposto no Art. 4º, Capítulo III – Disposições Finais, da Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015, que trata da prorrogação do prazo de concessão no caso de atraso no início da operação comercial de transmissão decorrente de excludente de responsabilidade do empreendedor.

Não aproveitada

O texto da minuta de contrato é compatível com o art. 4º da Lei 13.203/2015

71. SECRETARIA DE

ENERGIA E MINERAÇÃO DE

SÃO PAULO Edital

Com relação ao Edital do Leilão Nº 13/2015 – ANEEL, item 3 – Objeto, 3.2 – Descrição dos Lotes: 20) LOTE T1, composto pelas seguintes instalações no estado de São Paulo: – LT 500 kV Campinas – Itatiba C2, com 25,1 km; – LT 440 kV Cabreúva – Fernão Dias C1/C2, CD - 71 km; 21) LOTE T2 composto pelas seguintes instalações nos estados de São Paulo: – SE 440/138 kV Água Azul – (6+1R) x 100MVA; e, 22) LOTE T3 composto pelas seguintes instalações nos estados de São Paulo: – SE 440 kV Bauru – Compensador Estático 440 kV (-125/+250) Mvar. Justificativa da Entidade: Sugerimos separar o LOTE T em partes. O primeiro LOTE (T1) seria composto pelas LTS 500 kV Campinas – Itatiba e 440 kV Cabreúva – Fernão Dias. O segundo LOTE (T2) seria composto somente pela SE Água Azul. Observando que essa SE é de fundamental importância para o atendimento elétrico ao Aeroporto Internacional de Guarulhos. O

Aproveitada

O lote será subdividido em lotes menores com separação dos empreendimentos.






Compensador Síncrono de Bauru não ir a leilão e sim ser autorizado para a concessionaria proprietária da SE, visto a dificuldade encontrada em leilões anteriores. Entendemos que dividindo-se o LOTE aumentaria o interesse por mais empresas, em razão dos objetos não serem similares.

72. Enel Green Power Edital

EDITAL DO LEILÃO - ITEM 4.12 “As INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO deverão entrar em OPERAÇÃO COMERCIAL nas datas a seguir estabelecidas:” Não aproveitada

A data da sessão do leilão de Transmissão será anterior à do Leilão A-5/2016 exatamente para atender à preocupação externada na presente contribuição.






Justificativa da Entidade: É necessário que as datas de operação comercial das instalações de transmissão estejam de acordo com a data de operação comercial do próximo leilão de geração A-5/2016, para evitar a situação de centrais geradoras impedidas de gerar energia por falta






de transmissão. É fundamental que o edital do leilão de transmissão apresente datas compatíveis com a expectativa de geração, sinalizando a importância do planejamento do setor elétrico.


EDITAL DO LEILÃO – ITEM 5.10 “A TRANSMISSORA poderá, com relação à antecipação da data de entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO: I. Antecipar a entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, desde que a data de entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL seja posterior à data de necessidade; e II.Requerer à ANEEL, com antecedência mínimade 3 (três) meses da nova data solicitada, a antecipação da entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, caso a data solicitada seja anterior à data de necessidade. 5.10.1 Para os casos que envolvam solicitação de acesso, a antecipação da entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO deverá ser compatibilizada com o cronograma de obras do acessante. 5.10.2 As datas de necessidade são aquelas estabelecidas no CONTRATO DE CONCESSÃO. 5.10.3 Em caso de antecipação da entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL até a data de necessidade, a TRANSMISSORA fará jus ao recebimento de receita no valor correspondente a 125% da RECEITA ANUAL PERMITIDA – RAP durante o período de antecipação.” Justificativa da Entidade: O contrato de concessão disponibilizará as datas de necessidade de cada instalação de transmissão que já estão definidas no documento “Consolidação de Obras de Transmissão, ciclo 2015”. As datas de necessidade antecedem, em alguns casos, 30 meses a partir da data de operação comercial definida no edital do leilão, o que significa que, mesmo que a transmissora respeite a data de entrada em operação, o sistema estará prejudicado com a

Não aproveitada

A ANEEL estabelece o pagamento da receita pela data de necessidade estabelecida no contrato de concessão em valor equivalente ao da RAP do contrato de concessão, em caso de antecipação da entrada em operação comercial.






falta dessas instalações de transmissão. Nesse sentido, entendemos que é fundamental criar um incentivo adicional, além do recebimento da RAP já previsto, para o empreendedor tentar antecipar a entrada em operação comercial e evitar atrasos nas obras de transmissão que impactam o sistema elétrico


EDITAL DO LEILÃO - 3 OBJETO “3.1 Constitui objeto deste LEILÃO a concessão de SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, pela menor RECEITA ANUAL PERMITIDA proposta, de forma individualizada para cada LOTE ou SUBLOTE, incluindo a construção, a montagem, a operação e a manutenção das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, pelo prazo de 30 (trinta) anos, contado da data de assinatura do respectivo CONTRATO DE CONCESSÃO. 3.2 O LEILÃO será formado pelos seguintes LOTES e SUBLOTES: 1)LOTE A, composto pelas seguintesinstalações nos estados de Minas Gerais e Bahia: SUBLOTE A1 – LT 500 kV Igaporã III - Janaúba 3 C1 e C2, com 2x257 km; SUBLOTE A2 – LT 500 kV Janaúba 3 - Pirapora 2 C1, com 238 km; SUBLOTE A3 – LT 500 kV Janaúba 3 - Presidente Juscelino C1 e C2, com 2x337 km; SUBLOTE A4 – LT 500 kV Presidente Juscelino - Itabira 5 C2, com 189 km; SUBLOTE A5 – LT 500 kV Bom Jesus da Lapa II - Janaúba 3 C1, com 304 km; SUBLOTE A6 – SE 500 kV Janaúba 3 (novo pátio de 500 kV) e Compensadores Síncronos - 2 x (-90/+150) Mvar 2)LOTE B, composto pelas seguintesinstalações nos estados de Goiás, Minas Gerais e Bahia: –LT 500 kV Rio das Éguas - Arinos 2 C1, com230 km; –LT 500 kV Arinos 2 - Pirapora 2 C1, com 221km; –SE 500 kV Arinos 2. 3)LOTE C, composto pelas seguintesinstalações nos estados da Bahia, Minas Gerais e Espirito Santo: SUBLOTE C1 – LT 500 kV Sapeaçu - Poções III C1, com 260 km;

Não aproveitada

Os lotes do leilão foram reorganizados. A sugestão proposta para subdivisão de empreendimentos conexos em lotes menores não foi aceita, pois, quanto maior a separação desses empreendimentos, maior é a probabilidade de incompatibilidade entre os prazos reais de execução dos sublotes, incorrendo em risco de ter-se trechos prontos intercalados com trechos ainda em implantação, principalmente dos grandes troncos de transmissão.






SUBLOTE C2 – LT 500 kV Poções III - Padre Paraíso 2 C1 e C2, com 2x338 km; SUBLOTE C3 – LT 500 kV Padre Paraíso 2 - Governador Valadares 6 C1 e C2, com 2x204 km; SUBLOTE C4 – LT 500 kV Governador Valadares 6 - Mutum C1 e C2, com 2x161 km; SUBLOTE C5 – LT 500 kV Mutum - Rio Novo do Sul C1, com 132 km; SUBLOTE C6 – LT 500 kV Ibicoara - Poções III C1, com 165 km; SUBLOTE C7 – LT 230 kV Poções III - Poções II CD, C1 e C2, 5 km; SUBLOTE C8 – SE 500/230 kV Poções III - (3+1Res) x 200 MVA; SUBLOTE C9 – SE 500 kV Padre Paraíso 2 e Compensador Estático 500 kV (-150/+300)Mvar; SUBLOTE C10 – SE 500 kV Mutum; SUBLOTE C11 – SE 500/230 kV Governador Valadares 6 – (6+1Res) x 200 MVA; SUBLOTE C12 – SE 500/345/138 kV Rio Novo do Sul, 500/345 kV - (3+1 Res) x 350 MVA e 345/138 kV– (6+1Res) x 133 MVA; 4)LOTE D, composto pelas seguintesinstalações no estado da Bahia: –LT 500 kV Juazeiro III – Ourolândia II C1, com186 km; e, –LT 500 kV Bom Jesus da Lapa II - Gentio doOuro II C1, com 260 km. 5)LOTE E, composto pelas seguintesinstalações no estado do Rio Grande do Norte: –LT 230 kV João Câmara II - João Câmara Ill C1e C2, CD, com 2x10 km; –SE 500/230 kV João Câmara III (novo pátio de230 kV) - (9+1 Res) x 300 MVA. 6)LOTE F, composto pelas seguintes instalaçõesnos estados do Rio Grande do Norte, Paraíba e Ceará: –LT 500 kV Açu III - Milagres II C2, com 292 km;e, –LT 500 kV Açu III - João Câmara III C2, com 143 km 7)LOTE G, composto pelas seguintesinstalações nos estados do Ceará, Pernambuco, Piauí, Bahia e Goiás: SUBLOTE G1 – LT 500 kV Rio da Éguas - Barreiras II C2, com 259 km; SUBLOTE G2 – LT 500 kV Barreiras II - Buritirama C1, com 213 km;






SUBLOTE G3 – LT 500 kV Buritirama - Queimada Nova II, C1 e C2, com 2x380 km; SUBLOTE G4 – LT 500 kV Queimada Nova II - Curral Novo do Piauí II C1, com 109 km; SUBLOTE G5 – LT 500 kV Queimada Nova II - Milagres II C1, com 322 km; SUBLOTE G6 – SE 500 kV Queimada Nova II; SUBLOTE G7 – SE 500 kV Buritirama. 8)LOTE H, composto pelas seguintesinstalações no estado de São Paulo: –LT 500 kV Estreito - Cachoeira Paulista C1 eC2, com 2 x 361 km. 9)LOTE I, composto pelas seguintes instalaçõesnos estados de São Paulo e Rio de Janeiro: –LT 500 kV Fernão Dias - Terminal Rio, com 307km; e, –SE 500 kV Fernão Dias - CompensadorEstático 500 kV - (-150/+300) Mvar. 10) LOTE J, composto pelas seguintes instalações nos estados de Santa Catarina e Rio Grande do Sul: SUBLOTE J1 – LT 525kV Campos Novos - Abdon Batista C2 - 39 km; SUBLOTE J2 – LT 525kV Abdon Batista - Siderópolis 2, CD, C1 e C2 – 2 x 261 km; SUBLOTE J3 – LT 525kV Biguaçu - Siderópolis 2 C1 - 149 km; SUBLOTE J4 – LT 230kV Siderópolis 2— Forquilhinha C1 - 28 km; SUBLOTE J5 – LT 230kV Siderópolis 2 - Siderópolis CD – 7,5 km. SUBLOTE J6 – SE 525/230 kV Siderópolis 2 - (6+1) x 224 MVA; SUBLOTE J7 – SE 525 kV Biguaçu - Compensador Estático 500 kV (-100/+300) Mvar. 11) LOTE K, composto pelas seguintes instalações nos estados de Santa Catarina e Rio Grande do Sul: – LT 230 kV Torres 2 - Atlântida 2, com 63 km; – LT 230 kV Torres 2 - Forquilinha, com 70 km; – SE 230/69 kV Torres 2 - 2x83 MVA; e,






– SE 230/138/69 kV Tubarão Sul - 230/138 kV -1 x 150 MVA e 230/69 kV – 2 x 150 MVA. 12) LOTE L, composto pelas seguintes instalações no estado de São Paulo: – LT 345 kV Bandeirante – Piratininga II C1 e C2, com 2 x 15 km (subterrânea). 13) LOTE M, composto pelas seguintes instalações no estado do Tocantins: – LT 500kV Miracema - Lajeado, C2, 30km; – LT 230kV Lajeado - Palmas, C1 e C2, 60km; – SE Lajeado (novo pátio 500 kV e 2ª Transformação 3 x 320 MVA); – SE 230/138kV Palmas - 2 x 200MVA. 14) LOTE N, composto pelas seguintes instalações nos estados do Maranhão e Piauí: – LT 230kV Ribeiro Gonçalves - Balsas - C2 - 95km – SE 230/69 kV Caxias II - 2x100 MVA. 15) LOTE O, composto pelas seguintes instalações no estado do Pará: – SE 230/138kV Onça Puma (novo pátio de 138kV) - 2 x 100MVA. 16) LOTE P, composto pelas seguintes instalações nos estados do Piauí, Ceará e Maranhão: SUBLOTE P1– LT 500 kV Parnaíba III - Acaraú III C1, com 191 km; SUBLOTE P2– LT 500 kV Acaraú III - Pecém II C1, com 161 km; SUBLOTE P3– LT 500 kV Acaraú III - Tianguá II C1, com 150 km; SUBLOTE P4– LT 500 kV Bacabeira - Parnaíba III C1 e C2, com 2 x 312 km; SUBLOTE P5– SE 500 kV Bacabeira; SUBLOTE P6– SE 500 kV Parnaíba III e Compensador Estático 500 kV (-150/+300) Mvar; SUBLOTE P7– SE 500 kV Acaraú III; SUBLOTE P8– SE 500 kV Tianguá II. 17) LOTE Q, composto pelas seguintes instalações no estado do Mato Grosso: – LT 500 kV Paranaíta – Cláudia, C3, 300 km; – LT 500 kV Cláudia – Paranatinga, C3, 350 km;






– LT 500 kV Paranatinga – Ribeirãozinho, C3, 355 km; – SE 500/138 kV Paranaíta – (pátio novo 138 kV) (3+1R) x 50 MVA. 18) LOTE R, composto pelas seguintes instalações no estado do Mato Grosso: – LT 230 kV Paranatinga – Canarana, CS, 275 km; – SE 230/138 kV Canarana (3+1R) x 40 MVA; – SE 500/230 kV Paranatinga – (pátio novo 230 kV) (3+1R) x 40 MVA. 19) LOTE S, composto pelas seguintes instalações nos estados de Minas Gerais e Espirito Santo: – LT 500 kV Mesquita - João Neiva 2, com 236 km; – LT 345 kV Viana 2 – João Neiva 2 – 79 km; – SE 500/345/138 kV João Neiva 2, 500/345 kV - (3+1Res) x 350 MVA, 345/138 kV – (9+1Res) x 133 MVA, e Compensador Estático 500 kV (-150/+150) Mvar. 20) LOTE T, composto pelas seguintes instalações nos estados de São Paulo: – LT 500 kV Campinas – Itatiba C2, com 25,1 km; – LT 440 kV Cabreúva – Fernão Dias C1/C2, CD - 71 km; – SE 440/138 kV Água Azul – (6+1R) x 100MVA; e, – SE 440 kV Bauru – Compensador Estático 440 kV (-125/+250) Mvar. 21) LOTE U, composto pelas seguintes instalações no estado do Alagoas, Bahia, Pernambuco e Paraíba: – LT 500 kV Paulo Afonso IV - Luiz Gonzaga C2, 38 km; e, – LT 500 kV Campina Grande III - Pau Ferro, com 136 km; 22) LOTE V, composto pelas seguintes instalações no estado do Pará: – LT 500 kV Vila do Conde – Marituba C1, com 56,2 km; – LT 230kV Marituba – Castanhal C1, com 68,6 km; – LT 230 kV Marituba – Utinga - C3/C4 CD, com 10,4 km; e, – SE 500/230/69 kV Marituba – (3+1R) x 300 MVA em 500/230-13,8 kV e 2 x 200 MVA em 230/69-13,8 kV. 23) LOTE W, composto pelas seguintes instalações no estado do Pará:






– LT 230 kV Xinguara II – Santana do Araguaia C1 e C2, CD, com 296 km; e, – SE 230/138 kV Santana do Araguaia – 2 x 150 MVA, com transformação defasadora angular. 24) LOTE X, composto pelas seguintes instalações no estado do Ceará: – LT 230 kV Acaraú II – Sobral III C3, com 91,7 km; e, – SE 500 kV Sobral III - Compensador Estático 500 kV (-150/+250 Mvar). 25) LOTE Y, composto pelas seguintes instalações no estado do Rio Grande do Sul: – LT 230 kV Nova Santa Rita – Guaíba 3, com 37,6 km. 26) LOTE Z, composto pelas seguintes instalações no estado do Espirito Santo: – LT 230 kV Linhares 2 - São Mateus 2 - 113 km; e, – SE 230/138 kV São Mateus 2 - (3+1R) x 50MVA.“ Justificativa da Entidade: Sugerimos que para os Lotes maiores, que consistem em diversas Instalações de Transmissão, haja uma divisão em Sublotes, de forma que possibilite um maior interesse de participação no leilão, por parte dos empreendedores. Desta forma, o empreendedor poderia apresentar proposta para cada Sublote, no entanto, somente se consagraria vencedor do leilão caso todos os Sublotes de determinado Lote tenham recebido propostas. Esta proposta viabilizaria um maior interesse por parte dos empreendedores em participar do leilão, e evitaria que determinados sublotes fiquem descontratados.

75. FIEC – Federação das Industrias do Estado do Ceará

Edital

PROPOSTAS PARA O APERFEIÇOAMENTO DA MINUTA DE EDITAL E RESPECTIVOS ANEXOS DO LEILÃO DE TRANSMISSÃO Nº 13/2015-ANEEL “1. Sub-divisão das obras do lote P Com o intuito de minimizar os riscos de não surgimento de interessados nas obras prioritárias para os estados do Ceará, Piauí e Maranhão, propomos a sub-divisão do lote P em 2 lotes, conforme apresentado a seguir : 1.1. O projeto LT 500 KV Bacabeira – Parnaíba III C1 e C2, com 2 x 312km, por se tratar de uma obra prioritária, para todo o sistema Nordeste Exportador, ficaria em um único lote, pois propiciará um maior foco na realização desta importante obra. Ainda por cima, pelas características físicas da LT Bacabeira – Acaraú,

Não aproveitada

1. A subdivisão de lotes proposta não foi aceita, pois, quanto maior a separação dos empreendimentos, maior é a probabilidade de incompatibilidade entre os prazos reais de execução dos sublotes, incorrendo em risco de ter-se trechos prontos intercalados com trechos ainda em implantação, principalmente dos grandes troncos






que são 503 km de distância, também justifica a separação dos lotes para minimizar os possível problemas na execução, considerando também que são dois circuitos de 312km. Totalizando 815km. LLTT 550000 KKVV PBaarcnaabíebiara I I–I –P aArcnaaríabúa IIIIII CC11, eco Cm2, 1c9o1mk m2 ;x 312km; SSEE 550000 KKVV PBaarcnaabiebiara I I(In eo Cvoo mpápteion s5a0d0okrV E)s; tático 500 kv (-150/+300) Mvar; 1.2. O lote P2 ficaria com as obras especificas no estado do Ceará. LLTT 550000 KKVV AAccaarraaúú IIIIII –– TPieacnégmuá II I CI C11, c, ocomm 1 16510km km; ; SSEE 550000 kKvV TAiacanrgauúá IIIII;; 2. Elaborar plano especial para as obras já contratadas em atraso que permitem ampliar a capacidade de escoamento de energia renovável do estado do Ceará Considerando os impactos negativos que estão sendo provocados para o estado do Ceará pelo atraso nas obras da Rede Básica, que impedem a participação de projetos de geração de energia nos leilões de energia, solicitamos especial atenção para a adoção de medidas alternativas para a possível não concretização das obras relacionadas aos contratos de concessão 04/2014/ANEEL e 013/2014/ANEEL, associadas ao Grupo SPE CEARENSE II - SPE BR TRANSMISSORA CEARENSE II DE ENERGIA LTDA, cujas obras estão descritas a seguir: Contrato de Concessão 04/2014 - LT 230kV Banabuiú - Russas II C3 (110km); - LT 500kV Ibiapina II - Sobral III (110km); - SE lbiapina II (novo setor de 5001230kV) - (3+1R) x 150 MVA; - SE 230169kV Maracanaú - 450 MVA. Contrato de Concessão 13/2014 - Linha de Transmissão Russas II - Aracati III, em 230 kV, circuito duplo (65 km); - Subestação Aracati III, em 230 kV; - ICG composta pelos dois transformadores 230/138 kV, 150 MVA na Subestação Aracati III; - SE Aracati III, em 138kV.”

de transmissão. 2. A proposta está fora do escopo da Audiência Pública do Leilão de Transmissão nº 13/2015.






Justificativa da Entidade: Apresentar contribuições para a Audiência Pública 080/2015 cujo objeto é obter subsídios para o aperfeiçoamento da minuta de Edital e respectivos Anexos do Leilão de Transmissão nº 13/2015-ANEEL, focadas na eliminação das restrições atualmente existentes para o escoamento da energia renovável gerada no estado do Ceará, visando propiciar as condições mínimas necessárias para a retomada na atratividade dos investimentos em geração de energia, principalmente eólica e/ou solar. A geração de energia eólica tem tido um crescimento significativo no Brasil, principalmente impulsionado pela evolução da capacidade instalada na região Nordeste, a qual não tem sido acompanhada pelo estado do Ceará. A partir de 2010, quando atingiu 34,7% da capacidade instalada de energia eólica em operação no Brasil, o estado do Ceará vem perdendo espaço, tendo atingido em 23/08/15 apenas 17,6% das usinas em operação. principalmente impulsionado pela evolução da capacidade instalada na região Nordeste, a qual não tem sido acompanhada pelo estado do Ceará. São muitos fatores que definem a locação de um empreendimento de geração eólica ou solar, mas a impossibilidade de escoar a energia gerada pela Rede Básica é um impeditivo que inviabiliza a realização de empreendimentos, mesmo que todas as demais condições possam ser favoráveis. Atualmente conforme informações obtidas nas notas técnicas emitidas nos recentes leilões de energia, não há margem de capacidade disponível para escoamento de energia elétrica gerada em Ibiapina, Acaraú e Sobral. Além disso, temos conhecimento da falta de capacidade de conexão de novos empreendimentos de geração na região de Aracati e Icapuí, solicitando, pois atenção especial para as obras contratadas conforme Contratos de Concessão no 04/2014 e 013/2014-ANEEL

76. FURNAS

CENTRAIS ELÉTRICAS S.A

Edital

ITEM 3.2 DO EDITAL “O LEILÃO será formado pelos seguintes LOTES: 19) LOTE S, composto pelas seguintes instalações nos estados de Minas Gerais e Espirito Santo: – LT 500 kV Mesquita - João Neiva 2, com 236 km; – LT 345 kV Viana 2 – João Neiva 2 – 79 km;

Aproveitada

O texto corrigido consta abaixo: 19) LOTE S, composto pelas seguintes instalações nos estados de Minas Gerais e Espirito Santo: – LT 500 kV Mesquita - João Neiva






– SE 500/345/138 kV João Neiva 2, 500/345 kV - (3+1Res) x 350 MVA, 345/138 kV – (9+1Res) x 133 MVA, e Compensador Estático 500 345 kV (-150/+150) Mvar.” Justificativa da Entidade: Correção, conforme anexo técnico (6S).

2, com 236 km; – LT 345 kV Viana 2 – João Neiva 2 – 79 km; – SE 500/345/138 kV João Neiva 2, 500/345 kV - (3+1Res) x 350 MVA, 345/138 kV – (9+1Res) x 133 MVA, e Compensador Estático 345 kV (-150/+150) Mvar.”

77. FURNAS


Edital

ITEM 4.16 DO EDITAL “Eventuais atrasos verificados durante o período de construção das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, causados por fatos não imputáveis à TRANSMISSORA, decorrentes de embargos administrativos ou judiciais às obras, relativos ao uso da faixa de servidão da Linha de Transmissão ou da área da Subestação, que comprometam os prazos de execução, devidamente comprovados perante a ANEEL, poderão ocasionarão a revisão dos prazos dos cronogramas de construção.” Justificativa da Entidade: Alteração da condição facultativa da ANEEL para a condição de dever de revisão do cronograma de construção, em face do artigo 393 do Código Civil, por tratar-se de fato alheio à vontade da TRANSMISSORA, que não poderá ser penalizada por fato que não deu causa e poderá ocasionar desequilíbrio econômico-financeiro para a mesma.

Não aproveitada

Prevalece o texto da ANEEL, pelo qual a Agência precisa reconhecer caso a caso o afastamento de penalidades.

78. FURNAS


Edital

ITEM 9.16 DO EDITAL “Havendo empate entre as propostas de menor valor apresentadas nos envelopes e não sendo efetuados lances a viva-voz para o LOTE, a PROPONENTE vencedora será definida através de sorteio, promovido pelo Diretor do LEILÃO. pelos critérios de desempate estabelecidos no art. 15 (§ 4º) da Lei nº 8.987/1995 e nos arts. 3º (§ 2º) e 45 (§ 2º) da Lei nº 8.666/1993, e, persistindo a igualdade, por meio de sorteio, promovido pelo Diretor do LEILÃO.” Justificativa da Entidade:

Aproveitada

O Edital será alterado para retratar o texto sugerido.






Adequação da minuta ao disposto no artigo 15, §4º, da Lei nº 8.987/1995, e nos artigos 3º, §2º e 45, §2º, da Lei 8.666/1993, a fim de evitar ilegalidade. Vale destacar que o texto sugerido por FURNAS possui a mesma redação constante de outros Editais da ANEEL, tal como o Edital do Leilão nº 05/2015.

79. FURNAS



CLÁUSULA QUINTA – PRERROGATIVAS DA TRANSMISSORA “II - utilizar, pelo período da concessão, os terrenos de domínio público e estabelecer, sobre eles, estradas, vias ou caminhos de acesso e servidões que se tornarem necessários à exploração do serviço concedido, com sujeição aos regulamentos administrativos, sem ônus a exceção de eventuais custos de compartilhamento de instalações;” Justificativa da Entidade: Artigo 151, letra “a”, do Código de Águas – Decreto 24.643/34; Decreto nº 84.398/80; Decreto nº 86.859/82 e item “4.20”, inciso IV, do Edital do Leilão nº 13/2015.

Não aproveitada

Matéria sujeita à regulamentação administrativa.

80. FURNAS



CLÁUSULA QUINTA – PRERROGATIVAS DA TRANSMISSORA “III - promover desapropriações e instituição de servidões administrativas, de forma amigável ou judicialmente, após desenvolver máximos esforços de negociação junto aos proprietários, sobre bens, previamente, declarados de utilidade pública, necessários à execução de serviços ou de obras vinculadas ao serviço concedido, efetuando o pagamento das indenizações correspondentes e os registros dos títulos aquisitivos originariamente conforme previsto na Lei de Registros Público;” Justificativa da Entidade: A DUP deverá ser previamente expedida pela ANEEL para fins de liberação das áreas necessárias, uma vez que a mesma é o fundamento legal para intervenção na propriedade privada para implantação de obras publicas, tendo em vista que Constituição Federal recepcionou o Decreto-lei nº 3.365/41 (Desapropriações) e o Decreto nº 35.851/54 (Servidões), que regulamentou o art. 151, do Código de Águas (Decreto nº 24.643/34) e estabelecem os procedimentos para a constituição da servidão administrativa. Conforme previsto no Contrato, na Cláusula Quinta – III - promover desapropriações e instituição de servidões administrativas, de forma amigável ou judicialmente, sobre bens declarados de

Não aproveitada

Matéria disciplinada na Resolução Normativa nº 560/2013.






utilidade pública, necessários à execução de serviços ou de obras vinculadas ao serviço concedido, efetuando o pagamento das indenizações correspondentes.

81. FURNAS



CLÁUSULA QUARTA “Sexta Subcláusula – Eventuais atrasos verificados durante o período de construção das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, causados por fatos não imputáveis à TRANSMISSORA, decorrentes de embargos administrativos ou judiciais às obras, relativos ao uso das áreas necessárias à implantação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, que comprometam os prazos de execução, comprovados perante a ANEEL, deverão ensejar a revisão dos cronogramas de construção.” Justificativa da Entidade: Alterar redação para obrigar a revisão do cronograma

Não aproveitada

Prevalece o texto da ANEEL, pelo qual a Agência precisa reconhecer caso a caso o afastamento de penalidades

82. Omega

Desenvolvimento de Energia 1 S.A.

Edital

“ALTERAÇÃO DO LOTE 16 16) LOTE P.1, composto pelas seguintes instalações nos estados do Piauí, Ceará e Maranhão: – LT 500 kV Parnaíba III - Acaraú III C1, com 191 km; – LT 500 kV Acaraú III - Pecém II C1, com 161 km; – SE 500 kV Parnaíba III e Compensador Estático 500 kV (-150/+300) Mvar; – SE 500 kV Acaraú III; LOTE P.2, composto pelas seguintes instalações nos estados do Piauí, Ceará e Maranhão: – LT 500 kV Acaraú III - Tianguá II C1, com 150 km; – SE 500 kV Tianguá II LOTE P.3, composto pelas seguintes instalações nos estados do Piauí, Ceará e Maranhão: LT 500 kV Bacabeira - Parnaíba III C1 e C2, com 2 x 312 km; – SE 500 kV Bacabeira.” Justificativa da Entidade: Dado o elevado investimento do Lote P e o atual cenário macroeconômico, a sugestão da segregação em lotes menores possibilitam maior range de potenciais investidores privados interessados em potencializar soluções de transmissão casadas com a geração eólica, fomentando concorrência potencial na licitação.

Não aproveitada

A subdivisão de lotes proposta não foi aceita pois, com a separação destes empreendimentos, há possibilidade de incompatibilidade entre os prazos reais de execução entre os sublotes, incorrendo em risco de ter-se trechos prontos intercalados com trechos ainda em implantação, principalmente em se tratando de grande tronco de transmissão.






83.

Câmara Técnica de Energia do

Instituto de Engenharia do Paraná – IEP

Geral

A análise da Nota Técnica n° 05/2015-CEL-SCT/ANEEL, de 11 de dezembro de 2015 e do edital do leilão por parte da Câmara Técnica de Energia do Instituto de Engenharia do Paraná – IEP concluiu que este tipo de leilão mantem as bases de competição e sugere-se que a ANEEL leve em conta os valores em queda das principais commodities que constituem as matérias primas base para a fabricação de torres, cabos e transformadores. Os preços internacionais de alumínio, cobre, ferro e zinco estão em queda expressiva e portanto devem propiciar redução nos preços finais das obras influindo significativamente nos valores máximos de receita a serem estabelecidos pela ANEEL para o leilão

Aproveitada

O valor das commodities compõe o Banco de Preços ANEEL.

84. CTEEP –

Companhia de Transmissão de Energia Elétrica

Geral

PAGAMENTO DA INDENIZAÇÃO DOS ATIVOS ANTERIORES A MAIO DE 2000 O pagamento das indenizações dos ativos anteriores a maio de 2000 (RBSE) ainda em 2016 é condição facilitadora para possível participação da CTEEP neste e nos demais leilões de empreendimentos de transmissão. Isso porque somente com esse recebível é que se torna possível a recuperação da capacidade financeira da Companhia em prazo correspondente a necessidade que seria imposta pelos empreendimentos atrelados ao próximo Leilão, uma vez que a Companhia segue sob os impactos da forte redução de receita devida a prorrogação de seu Contrato de Concessão. Assim, o recebimento dessa indenização a partir deste ano, atrelada à solução das demais condições já apresentadas pela CTEEP e pela ABRATE acerca do tema, consiste em fato imprescindível para que se considere real a possibilidade de retorno a essas concorrências. Tais condições podem ser resumidas nos itens que se seguem: (i) Aplicação de atualização monetária dos valores de indenização, desde a data base dos laudos de avaliação (dezembro de 2012) até a data do início de seu efetivo pagamento, considerando a variação da inflação no período e de taxa de juros que reflita o efetivo custo de capital; e (ii) Recebimento da indenização líquido de tributos (IRPJ/CSLL e de PIS/COFINS), com a incorporação do valor necessário à cobertura desses encargos

Não aproveitada

Não faz parte do escopo desta Audiência Pública.






85. CTEEP –


Geral

DEFINIÇÃO DE LOTES QUE GARANTAM SINERGIA E SUSTENTABILIDADE FINANCEIRA Alguns dos empreendimentos apresentados no Edital do Leilão de Transmissão nº 013/2015 foram agrupados em lotes que não apresentam sinergia operacional e que, em função do expressivo montante do investimento, acabam por não ser atrativos. É o caso, por exemplo, do Lote T, que exige grande volume de investimento em instalações, sem relação de dependência técnica e com alto risco ao investidor, por agrupar duas LT de alta complexidade ambiental e fundiária, em função de atravessarem regiões densamente povoadas ou áreas de proteção ambiental, em conjunto com obras em que essas questões não apresentam maiores dificuldades. Desta forma, transfere-se a dificuldade de alguns empreendimentos para o conjunto total de obras que compõem o lote, dificultando, por vezes, sua viabilização. Desta forma, tendo em vista que a possível participação da CTEEP em tal leilão, a Companhia julga que a atratividade dos empreendimentos seria maior e com montantes de investimentos mais compatíveis com sua capacidade de empreendê-los se os lotes fossem desmembrados, criando-se lotes menores, o que também facilitaria a participação de outras concessionárias que se encontram em situação similar. Especificamente para o caso da CTEEP, propõe-se que os empreendimentos citados acima componham lotes individuais, a saber: (i) LT 345 kV Bandeirantes – Piratininga II C1/C2; (ii) SE 440/138 kV Água Azul – (6+1R) x 100MVA; e, (iii) SE 440 kV Bauru – Compensador Estático 440 kV (-125/+250) MVAR, ou que sejam agrupados apenas os empreendimentos (ii) e (iii). Cumpre destacar que os empreendimentos (ii) e (iii), descritos acima, já foram objeto de licitação em conjunto com as LT 440 kV Cabreúva – Fernão Dias e LT 500 kV Campinas - Itatiba, não tendo sido arrematados. Considerando a necessidade sistêmica dessas instalações já para junho de 2020, certamente, ao proceder com o desmembramento desses lotes, haverá maior atratividade e, consequentemente, maior possibilidade de que sejam arrematados.

Aproveitada

O leilão foi reorganizado em lotes menores.






86. CTEEP –


Geral

DEFINIÇÃO DE INVESTIMENTOS COMPATÍVEIS COM O PREÇO EFETIVO DOS EMPREENDIMENTOS Outro ponto que merece destaque diz respeito à estimativa de custos dos empreendimentos, elaborada pela EPE e constantes nos anexos listados na minuta do Edital ora em comento. Análises preliminares da CTEEP, baseadas no Banco de Preços da ANEEL e da própria CTEEP, complementadas por consultas a fornecedores, dão conta de que as estimativas elaboradas pela EPE para as obras destacadas acima se encontram em muito dissociadas dos efetivos custos para sua implantação, inviabilizando lances com base nessas referências de investimento. Cabe destacar que tais análises preliminares foram elaboradas com intuito de se obter a ordem de grandeza dos custos mais próxima à realidade, carecendo, entretanto, de refinamento. Conforme será detalhado nas planilhas do Anexo 01, em alguns casos, a diferença chega a 336% entre os valores apresentados pela EPE e os orçados pela CTEEP, demonstrando ser imperativa uma melhor avaliação dos custos de referência para essas obras, para o que a CTEEP sugere que sejam conduzidos estudos mais detalhados e, para esse propósito, se dispõe a trabalhar conjuntamente com a ANEEL, caso isso seja julgado conveniente. Importante ressaltar que, para a maioria dos itens que compõem os empreendimentos que apresentam sinergia com o sistema da CTEEP, não há referências no Banco de Preços da ANEEL, a exemplo do compensador estático, dos bays que usam tecnologia GIS (Gas Insulated Substations), cabos para linhas subterrâneas em 345 kV, dentre outros. Da mesma forma, julga-se conveniente que questões fundiárias sejam previamente equacionadas, particularmente quando envolverem outros agentes públicos, a exemplo do que ocorre para a LT 345 kV Bandeirantes – Piratininga II C1/C2. Nesse sentido, cabe ressaltar que, na avaliação da CTEEP, para as obras do leilão em comento, há expressiva distorção de preços relacionados à questão fundiária, especialmente no Estado de São Paulo e em regiões densamente povoadas, que demandam avaliação específica. Tal situação é também identificada no caso da LT citada acima e da SE 440 kV Água Azul, cujos detalhes são apresentados de forma individualizada no Anexo 01. Visando a redução dos riscos aos empreendedores, entende-se recomendável que, previamente aos processos de leilões de

Não aproveitada

A ANEEL utiliza para o estabelecimento da RAP Máxima Banco de Preços, sendo que para o caso das instalações subterrâneas e isoladas à SF6 foram realizadas cotações especificas.






transmissão, sejam obtidas as Licenças Ambientais Prévias – LP, a exemplo do que já ocorre com os empreendimentos de geração hidrelétrica.

87. CTEEP –


Geral

PRAZOS PARA IMPLANTAÇÃO DOS EMPREENDIMENTOS Principalmente para os empreendimentos de Linhas de Transmissão, cujo processo de licenciamento ambiental é complexo, torna-se fundamental definirem-se prazos que sejam compatíveis com a viabilidade de sua implantação, considerando que a experiência tem demonstrado a necessidade de prazo em torno de 24 (vinte e quatro) meses para obtenção da Licença de Instalação – LI. Assim sendo, o prazo total deve ser definido agregando-se o tempo necessário para a execução da obra, que, por exemplo, no caso da LT 345 kV Bandeirantes – Piratininga II C1/C2, é estimado em 36 (trinta e seis) meses, totalizando 60 (sessenta) meses, ao invés dos 48 (quarenta e oito) meses, previstos na minuta do edital. Ressalta-se que a definição de prazos maiores para essas obras atenua os riscos de atrasos e correspondentes penalizações, aumentando a atratividade desses empreendimentos, sem prejuízo das efetivas datas de entrada em operação comercial, visto que haverá interesse em antecipá-las, desde que sejam garantidas as correspondentes RAP a partir das datas de entrada em operação. Isso é entendido como muito natural principalmente para os casos em que a necessidade sistêmica do empreendimento seja imediata, como é o caso do exemplo acima.

Não aproveitada

O prazo de 48 meses para implantação de LT 345 kV é adequado para licenciamento e implantação.

88. CTEEP –


Geral

PROTEÇÃO À VOLATILIDADE CAMBIAL Para a implantação de alguns dos lotes listados no Edital em referência, será necessária a aquisição de equipamentos importados, cotados em dólar ou euro, com valores de investimento expressivos. Note-se que, apenas para a aquisição de cabos para a obra da LT 345 kV Bandeirantes – Piratininga II C1/C2, estima-se o desembolso de R$ 320 milhões ao câmbio atual, valor este exposto à forte volatilidade percebida nos últimos tempos. Desta forma, é importante que as avaliações desses empreendimentos prevejam essas particularidades, com mecanismo de ajuste cambial, para mais ou para menos, de modo a

Não aproveitada

Na fração da RAP máxima são consideradas as particularidades apresentadas. No entanto, a variação cambial faz parte do risco do negócio e há mecanismos para sua mitigação.






obter-se custos de investimentos o mais aderentes possíveis às condições de mercado, notadamente, no atual período de instabilidade do real.

89. CTEEP –


Geral

ENQUADRAMENTO DOS PROJETOS QUANTO AO REIDI E DEBÊNTURES DE INFRAESTRUTURA Considera-se fundamental que o Edital do leilão em foco estabeleça claras diretrizes sobre a obtenção dos benefícios do REIDI e sobre a possibilidade de emissão de debêntures de infraestrutura para os correspondentes empreendimentos, com possíveis enquadramentos prévios nos respectivos programas. Cabe ressaltar que, no caso do REIDI, deve-se assegurar que, caso tal benefício não seja obtido, haja revisão do investimento reconhecido para efeito de cálculo da RAP.

Aproveitada

A Portaria 274/2013 do MME estabelece as diretrizes para obtenção do REIDI. É de livre gestão da Transmissora a emissão de debentures para viabilizar os empreendimentos.

90. CTEEP –


Geral

CONCLUSÕES GERAIS A CTEEP entende que os empreendimentos constantes do leilão em foco, particularmente, os que apresentam forte sinergia com o sistema da Companhia, são vitais para garantir a segurança do Sistema Interligado Nacional – SIN, motivo pelo qual são requeridas condições que garantam sua atratividade, objetivando o sucesso de referida licitação. Existem diversas medidas ao alcance da Agência e do Poder Concedente de redução de riscos e aumento da atratividade dos empreendimentos, tais como: definição de lotes individualizados por empreendimentos; condução de estudos detalhados para melhor estimativa dos custos dos projetos e consequente definição de receita; adoção de providências prévias à licitação, tais como obtenção de Licenças Ambientais Prévias, equacionamento de questões fundiárias, especialmente quando relacionadas a outros agentes públicos e enquadramento dos empreendimentos nos programas REIDI e Debêntures de Infraestrutura. Nesse sentido, é entendimento da Companhia que, incorporadas as sugestões elencadas acima, tal condição de atratividade estará mais próxima de ser obtida, aumentando a chance do referido sucesso.

Prejudicada

Vide respostas anteriores.




Data de Necessidade

Edital(meses)

Sugestão CTEEP(meses)

Estudo EPE(Milhões de R$)

Estimativa Preliminar

CTEEP - Sem REIDI(Milhões de R$)

% Diferença do Estudo

(i)LT 345 kV Bandeirante – Piratininga II C1 e C2, com 2 x 15 km (subterrânea).

jun-20 48 60 220,0 959,3 336%

- Avaliação preliminar da CTEEP superior em 336% à avaliação da EPE; - Custo do empreendimento fortemente atrelado ao dólar; - Custo fundiário expressivo, que demandará tratativas com o Poder Público (Prefeitura, Estado, Metrô, Outras empresas estatais); - Presença de extensa malha de empreendimentos públicos ao longo do trajeto da linha, tais como linhas de transmissão e distribuição, ferrovia, rodovias, ciclovias, gasodutos, entre outros; - Ausência de estudo detalhado das características da área prevista para implantação da linha, como nível do lençol freático e estruturas enterradas (tubulações, cabos), entre outras, através da realização de estudo geofísico com Georradar (ou Ground Penetrating Radar – GPR).

(ii) SE 440/138 kV Água Azul – (6+1R) x 100MVA; e,

jun-20 48 - 125,8 219,0 74%

- Avaliação preliminar da CTEEP superior em 74% à avaliação da EPE; - Custo fundiário expressivo, em região de interesse minerário e terrenos acidentados de difícil acesso; - Região inserida no contexto de áreas de proteção e conservação ambientais, entre elas da Serra da Cantareira, parque estadual de Itaberaba e Burle Marx.

(iii) SE 440 kV Bauru – Compensador Estático 440 kV (-125/+250) Mvar. jun-20 48 - 80,0 163,3 104% - Avaliação da CTEEP superior em mais de 100% à avaliação da EPE;

- Custo do empreendimento fortemente atrelado ao dólar.

Nota: Estudos de Referência EPELT 345 kV Bandeirante – Piratininga II C1 e C2, com 2 x 15 km (subterrânea):EPE-DEE-DEA-RE-002_2014-rev0-Reforços para suprimento à SE Bandeirantes 345 kV- 28jan2014EPE-DEE-RE-058-2012-rev0-EstudodeLongoPrazodaRegiãoMetropolitanadeSãoPaulo-RMSP_20-9-2012

SE 440/138 kV Água Azul – (6+1R) x 100MVA:EPE-DEE-RE-077-2013-rev0 (Estudo de Suprimento às Regiões de Mairiporã, Santo Ângelo e Bragança)

SE 440 kV Bauru – Compensador Estático 440 kV (-125/+250) Mvar:EPE-DEE-RE-040_2014-rev0 (Relatório_PET2014-2019_1semestre final) - 06jun2014EPE-DEE-RE-063-2012-rev2-Expansão das Interligações Norte-Sudeste e Norte-Nordeste Parte II–de 21 nov 2013

PET-PELP EPE Ciclo 2015 - Out/2015EPE-DEE-RE-124_2015-rev1 (PET_PELP 2015-2020_2º Semestre) - 08out2015

ANEXO 01Audiência Pública nº 080/2015 - Minuta de edital e respectivos anexos do Leilão de transmissão nº 013/2015 ANEEL: Análise preliminar elaborada pela CTEEP para empreendimentos selecionados

Prazos Investimentos

ComentáriosEmpreendimentos


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