VOTO PROCESSOS: 48500.006051/2011-00, 48500.002542/2011-73 e 48500.000587/2012-94 INTERESSADOS: Agentes de mercado signatários de CCEAR de energia nova. RELATOR: Diretor Julião Silveira Coelho RESPONSÁVEL: Superintendência de Estudos do Mercado – SEM ASSUNTOS: Resultado da Audiência Pública n. 081/2011, instituída para a análise de processos de aprovação de acordos bilaterais que envolvam Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEARs – decorrentes de leilões de novos empreendimentos; participação da Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA – no 2º Leilão de Fontes Alternativas – LFA/2010; e análise do impacto do atraso da interligação Tucuruí-Manaus na Amazonas Distribuidora de Energia S.A. – AMAZONAS I. RELATÓRIO I.1. Proposta de suspensão de CCEAR: acordo bilateral envolvendo CCEAR de energia nova

Em 10 de novembro de 2011, a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica – ABRADEE – requereu autorização para que 8 geradores, todos do Grupo Bertin, e 27 distribuidoras celebrassem acordo de suspensão da execução de CCEARs resultantes dos leilões A-5/2007 e A-3/2008. 2. O pleito ensejou a realização da Audiência Pública n. 081/2011, na qual se discutiu: (i) a viabilidade jurídica de suspensão de CCEAR, (ii) a pertinência de imposição de critérios e condições para a aprovação de acordos dessa natureza e (iii) a necessidade de ser revisto o critério de empilhamento de contratos para fins de definição do custo de sobrecontratação. 3. Em conjunto, a SEM e a Superintendência de Regulação Econômica – SRE –, por meio da Nota Técnica n. 27, de 28 de fevereiro de 2012, apresentaram a análise das contribuições, ao passo que a Procuradoria-Geral – PGE – emitiu o Parecer n. 187, de 9 de abril de 2012. I.2. Caso “CEA e LFA/2010” 4. Em 27 de dezembro de 2011, a SEM emitiu a Nota Técnica n. 175, na qual, após consignar que a CEA está em mora com a assinatura dos CCEARs correspondentes ao LFA/2010 desde fevereiro de 2011, recomendou a (i) exclusão da CEA do LFA/2010 e (ii) o rateio da correspondente energia entre as demais distribuidoras do certame, com o consequente reconhecimento de sobrecontratação involuntária. 5. Como alternativa ao rateio, a SEM sugeriu fosse: (i) feita a alocação do montante de energia contratado pela CEA no LFA/2010 preferencialmente a distribuidoras que apresentem necessidade de contratação adicional para 2013; (ii) facultado aos vendedores do LFA/2010 adiar o início de suprimento para 2014 ou 2015, sem ônus e sem redução do prazo total dos CCEARs; (iii) permitido que geradores cujos empreendimentos ainda não estejam em operação comercial rescindam seus CCEARs sem ônus, de modo a reduzir as sobrecontratações de distribuidoras; e (iv) implementado mecanismo de compensação de sobras e déficits de energia associada a CCEAR de energia nova.

6. Na 10ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, decidiu-se pela validação das notificações encaminhadas (i) à CEA, para que se manifestasse a respeito de sua possível exclusão do LFA/2010, e (ii) aos agentes vendedores daquele leilão, para que se manifestassem sobre eventual interesse em reduzir os montantes de energia elétrica vendidos ou em adiar o início da execução dos CCEARs. I.3. Caso “AMAZONAS e atraso na interligação Tucuruí-Manaus” 7. Na Nota Técnica n. 39, de 23 de março de 2012, a SEM observou que, devido ao atraso da interligação Tucuruí – Macapá – Manaus, a qual, embora devesse ter ocorrido em 16 de outubro de 2011, é prevista para 14 de maio de 2013, a AMAZONAS, impossibilitada que está de receber fisicamente a energia elétrica correspondente aos 364,053 MWmédios contratados nos Leilões “UHE Jirau”, A-5/2008, A-3/2009 e LFA/2010, fica obrigada a (i) pagar os vendedores com os quais tem CCEAR e (ii) contratar energia do sistema isolado para atender seus consumidores. 8. A fim de remediar a situação, sugere a SEM (i) a suspensão ou redução temporária dos CCEARs até que a interligação ocorra, (ii) a rescisão amigável de CCEAR, reconhecendo-se a eventual exposição involuntária da distribuidora até que possa contratar e receber fisicamente energia no ACR, e (iii) a transferência temporária dos CCEARs a terceiros, inclusive a geradores, comercializadores e consumidores livres do SIN, mas com preferência a outras distribuidoras. I.4. Pedido de revogação amigável de outorga de autorização 9. Em 4 de abril de 2012, o Grupo Bertin Energia pleiteou (i) a revogação, sem execução das garantias de fiel cumprimento associadas, da outorga de autorização de três usinas termelétricas cuja energia foi negociada no Leilão A-5/2008, e (ii) a rescisão compulsória dos correspondentes CCEARs, sem aplicação das multas rescisórias previstas nos instrumentos contratuais:

Tabela 1 – Relação das usinas integrantes do pedido de revogação amigável de outorga de autorização

Usina Agente vendedor Outorga Combustível Submerc. Potência instalada

(MW)

Garantia Física

(MWméd)

Energia contratada

(MWméd)

UTE Escolha

Energética Capixaba S.A.

Portaria MME 190/2009

Gás natural liquefeito

SE/CO 337,56 194,10 189,00

UTE Cacimbaes

Espírito Santo Geradora de Energia S.A.

Portaria MME 188/2009

Gás natural liquefeito

SE/CO 126,585 66,20 64,00

UTE Macaíba

UTE MC2 Macaíba S.A.

Portaria MME 001/2010

Óleo combustível

NE 400,00 232,60 224,00

TOTAL 864,145 492,90 477,00

II. FUNDAMENTAÇÃO II.1. Cenário posto 10. Das 35 distribuidoras compradoras nos Leilões A-3/2008 e A-5/2007, 20 assinaram o acordo de suspensão dos CCEARs com o Grupo Bertin para o ano de 2011 e 27 o assinaram para 2012. 11. Entre as distribuidoras que assinaram o referido acordo, 81 compraram no LFA/2010, de maneira que receberão energia correspondente à eventual exclusão da CEA, com o consequente agravamento da sobrecontratação existente. 1 1) Celpe, 2) Coelba, 3) Eletropaulo, 4) Enersul, 5) CPFL Piratininga, 6) Energisa BO, 7) Energisa PB e 8) Energisa SE.

12. Entre as que receberão energia correspondente à eventual exclusão da CEA, está a AMAZONAS, a qual, por ter adquirido 27,98% do total negociado no LFA/2010, receberá energia que, embora tenha de ser paga aos vendedores, não lhe pode ser fisicamente entregue até a data da efetiva entrada em operação comercial das instalações necessárias à interligação de seus sistemas elétricos. 13. O cenário em tela (i) descortina o quadro de sobrecontratação generalizada, (ii) desperta a reflexão sobre os instrumentos de reversão ou mitigação da sobrecontratação e (iii) remete à questão de saber se podem ser celebrados acordos bilaterais envolvendo CCEARs de energia nova. II.2. Sobrecontratação das distribuidoras 14. De acordo com dados provenientes da contabilização da CCEE, as 20 distribuidoras que anunciaram a pretensão de suspender, para o ano de 2011, a execução de CCEARs apresentam nível de contratação médio de 104,16%, o qual, com o acordo de suspensão, desce ao patamar de 103,61%. 15. A Tabela 2 apresenta, entre outras informações, a (i) relação das 20 distribuidoras que anunciaram a pretensão de celebrar o acordo de suspensão para o ano de 2011 e (ii) a identificação do nível de contratação correspondente ao ano de 2011, com e sem os efeitos do acordo de suspensão:

Tabela 2 – Nível de contratação das distribuidoras integrantes do acordo de suspensão de 2011

N. Distribuidora Energia contratada*

(MWméd) Carga

(MWméd) Nível de contratação

sem o acordo (%) Nível de contratação

com o acordo (%)

1 AMPLA 1.334,41 1.311,82 101,72% 101,38%

2 BANDEIRANTE 1.332,40 1.279,60 104,13% 103,76%

3 CEB D 744,22 717,32 103,75% 103,51%

4 CELESC D 2.092,01 2.059,33 101,59% 101,29%

5 CELPE 1.474,95 1.441,79 102,30% 101,99%

6 CELTINS 175,18 164,78 106,31% 105,08%

7 CEMAR 672,91 628,21 107,12% 106,73%

8 CEMAT 708,35 622,48 113,79% 108,91%

9 CEPISA 441,13 358,38 123,09% 122,68%

10 CNEE 68,10 64,38 105,78% 104,83%

11 COELCE 1.125,38 1.062,14 105,95% 105,62%

12 COSERN 541,51 521,30 103,88% 103,53%

13 EEB 89,18 84,98 104,94% 103,07%

14 ELEKTRO 1.574,36 1.531,53 102,80% 102,39%

15 ELETROPAULO 5.083,55 4.899,60 103,75% 103,22%

16 ENERGISA BO 79,53 75,94 104,73% 104,47%

17 ENERGISA PB 447,24 433,63 103,14% 103,02%

18 ENERGISA SE 329,20 316,13 104,14% 103,82%

19 ENERSUL 535,89 542,13 98,85% 98,61%

20 ESCELSA 893,19 838,01 106,58% 106,19%

TOTAL 19.742,70 18.953,49 104,16% 103,61%

* considerados os efeitos da suspensão do registro dos CCEARs vinculadas às Usinas Termelétricas Itapebi e Monte Pascoal, em virtude da aplicação da Resolução Normativa n. 437/2011

16. Embora o nível de contratação correspondente a 2012 seja identificável somente ao final do ano civil, é possível estimá-lo a partir (i) dos volumes de energia associados aos contratos registrados na CCEE e (ii) da previsão de carga declarada pelas distribuidoras à Empresa de Pesquisa Energética – EPE.

17. O Gráfico 1 mostra faixas de contratação das distribuidoras com e sem os efeitos do acordo proposto para 2012, no qual se destaca o nível médio estimado de contratação de 103,35%, que fica reduzido para 102,62% caso sejam considerados os efeitos do acordo2: Gráfico 1 – Faixa de contratação das distribuidoras integrantes do acordo de suspensão temporária para o ano de 2012

18. Na Tabela 3, apontam-se (i) as compradoras do LFA/2010, (ii) os montantes adquiridos por cada qual, expressos em MWmédios, e (iii) a representatividade dos montantes em relação ao total negociado:

Tabela 3 – Montantes de energia adquiridos pelas distribuidoras no LFA/2010

N. Distribuidora Energia contratada

(MWméd) Percentual de

participação (%)

1 AMAZONAS 199,86 27,98%

2 CAIUÁ-D 3,04 0,43%

3 CEA 187,63 26,27%

4 CEAL 97,36 13,63%

5 CELPA 24,34 3,41%

6 CELPE 5,07 0,71%

7 COELBA 30,43 4,26%

8 CPFL PIRATININGA 22,40 3,14%

9 CLFSC 2,18 0,30%

10 ELETROPAULO 115,62 16,19%

11 ENERGISA BO 1,42 0,20%

12 ENERGISA PB 7,86 1,10%

13 ENERGISA SE 5,93 0,83%

14 ENERSUL 9,13 1,28%

15 EDEVP 2,03 0,28%

TOTAL 714,30 100,00%

19. Com a eventual exclusão da CEA e o consequente rateio da correspondente energia entre as demais distribuidoras na proporção da energia elétrica por elas adquirida naquele leilão, o aumento nos montantes contratados ocorre conforme ilustrado na Tabela 4, o qual também revela o valor percentual desse aumento em relação ao mercado de cada distribuidora3:

2 As participantes do acordo de suspensão para 2012 são as mesmas do acordo firmado para 2011, acrescidas de 1) Celpa, 2) Coelba, 3) CPFL Paulista, 4) CPFL Piratininga, 5) Energisa MG, 6) Light SESA e 7) RGE. Na estimativa de sobrecontratação para 2012, foram consideradas apenas as relações de compra e venda de energia representadas por contratos registrados na CCEE. Não foram considerados (i) a possibilidade de migração de consumidores especiais, (ii) os montantes referentes aos contratos em que a distribuidora é parte compradora e cuja representação na CCEE é feita por modelagem de usinas em nome da distribuidora.

3 Mercado obtido a partir da adoção do valor do mercado regulatório considerado no último processo tarifário.

Tabela 4 – Resultado do rateio do montante de energia da CEA no LFA/2010 entre as demais distribuidoras do certame

N. Distribuidora Montante atual

(MWméd) Montante pós-rateio

(MWméd) Variação

(%) Aumento* (MWméd)

Percentual de sobrecontração involuntária (%)

1 AMAZONAS 199,86 271,06

36%

71,20 10% do mercado regulatório

2 CAIUÁ-D 3,04 4,13 1,09 0,8% do mercado regulatório

3 CEAL 97,36 132,05 34,69 9% do mercado regulatório

4 CELPA 24,34 33,01 8,67 0,1% do mercado regulatório

5 CELPE 5,07 6,88 1,81 0,1% do mercado regulatório

6 COELBA 30,43 41,27 10,84 0,5% do mercado regulatório

7 CPFL PIRATININGA 22,40 30,38 7,98 0,7% do mercado regulatório

8 CLFSC 2,18 2,95 0,77 0,6% do mercado regulatório

9 ELETROPAULO 115,62 156,81 41,19 0,8% do mercado regulatório

10 ENERGISA BO 1,42 1,93 0,51 0,6% do mercado regulatório

11 ENERGISA PB 7,86 10,66 2,80 0,6% do mercado regulatório

12 ENERGISA SE 5,93 8,05 2,12 0,7% do mercado regulatório

13 ENERSUL 9,13 12,38 3,25 0,6% do mercado regulatório

14 EDEVP 2,03 2,75 0,72 0,8% do mercado regulatório

TOTAL 526,67 714,30 187,63 187,63

* montante de energia com reconhecimento de sobrecontratação involuntária 20. Chama atenção a situação da AMAZONAS, a qual, por ser responsável pela aquisição de 27,98% do total da energia elétrica negociada no LFA/2010, percebe a maior quantidade de energia elétrica no rateio correspondente à possível exclusão da CEA, quantidade essa equivalente a 10% do seu mercado. 21. Considerando o Preço de Liquidação de Diferenças – PLD – de R$ 70,00/MWh, a sobrecontratação decorrente do rateio da CEA ensejaria aumento de 3,52% nas tarifas da AMAZONAS4:

Quadro 1 – Estimativa da repercussão tarifária na AMAZONAS em razão do rateio da energia associada à participação da CEA no LFA/2010

4 Considerados, na componente relativa à compra de energia, (i) o valor de faturamento dos CCEARs, na parcela resultante da exclusão da CEA do LFA/2010, e (ii) a receita auferida com a liquidação das sobras contratuais, ao PLD de R$ 70/MWh.

22. Cumpre resgatar que a distribuidora com nível de contratação inferior a 100% se submete (i) à penalidade por insuficiência de cobertura contratual5 e (ii) ao repasse tarifário da exposição voluntária ao mercado de curto prazo, dado pelo menor valor entre o PLD e o Valor Anual de Referência – VR6. 23. Até a faixa de contratação de 103%, as distribuidoras têm garantia de repasse tarifário, de maneira que os consumidores suportam os custos correspondentes e percebem os valores da liquidação mensal da sobrecontratação no mercado de curto prazo. 24. Para além de 103%, a distribuidora não possui cobertura tarifária, ficando com o resultado da liquidação mensal, no mercado de curto prazo, da sobrecontratação excedente a 103%7. 25. O custo com o pagamento de sobrecontratação é, em regra, maior do que a receita auferida com a liquidação mensal das sobras contratuais no mercado de curto prazo. A título de exemplo, o PLD médio do Submercado Sudeste/Centro-Oeste no período compreendido entre abril de 2011 e março de 2012 foi de R$ 37,63/MWh, ao passo que o preço médio do CCEAR de energia existente é de R$ 93,69/MWh. 26. Com efeito, sob a perspectiva dos consumidores, a sobrecontratação encarece as tarifas. Sob a das distribuidoras, drena recursos que poderiam ser destinados a investimentos na área de concessão ou à remuneração dos acionistas. Sob ambas perspectivas, enseja custo por energia desnecessária.

27. Observe-se que o pagamento por energia desnecessária pode ser agravado em 2013, face à possibilidade de restrições de geração no Submercado Nordeste, resultante da combinação de fatores como (i) a submissão, em leilões de energia nova, de diversos projetos de geração nesse submercado e (ii) a ausência, nos leilões de energia nova, de imposição de restrições para oferta em determinado submercado. 28. De acordo com o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, os estudos elaborados no âmbito do Plano Anual da Operação Energética – PEN 20118 apontam para a ocorrência de restrições de geração térmica no Submercado Nordeste, no período de 2013 a 2015:

“Considerando que a maior parte das sobras de energia e de garantia física do SIN está localizada na Região Nordeste, com valores significativos durante todo o horizonte do estudo [2011 a 2015], decorrentes, em parte, da oferta térmica a óleo contratada através dos leilões de energia nova, e considerando ainda que nesta Região existe geração hidráulica mínima obrigatória, em razão de restrições de uso múltiplo da água no rio São Francisco, especificamente no reservatório de Sobradinho – defluência mínima de 1.300 m³/s, foram feitas avaliações de eventuais restrições de alocação na curva de carga do SIN da geração térmica total contratada nos leilões. Os resultados indicam que... poderá ocorrer restrição ao uso de geração térmica total contratada da Região Nordeste por limitação na capacidade de exportação de energia dessa Região.”

29. O Gráfico 2 apresenta, em números, o resultado do estudo mediante o qual o ONS demonstra o volume de energia térmica não alocável no Submercado Nordeste para dois cenários de defluência mínima9 no reservatório da UHE Sobradinho, 1.300 m3/s e 1.100 m3/s:

5 Art. 3º do Decreto n. 5.163/2004.

6 Art. 42 do Decreto n. 5.163/2004.

7 Art. 38 do Decreto n. 5.163/2004.

8 Relatório disponível para consulta na página do ONS na Internet.

9 A defluência mínima de 1.100 m3/s depende de autorização, em caráter excepcional, da Agência Nacional das Águas – ANA.

Gráfico 2 – Geração térmica não alocável no Submercado Nordeste para o período 2013-2015

30. Considerando que (i) as restrições à geração térmica no Submercado Nordeste têm início em 2013, (ii) o ONS aponta a oferta térmica a óleo combustível como um dos fatores de sobras de energia e, (iii) em decorrência dos leilões A-3 e A-5/2008, volume significativo de energia de usinas termelétricas a óleo combustível foi contratado no âmbito do ACR, afigura-se seguro afirmar que, ao mesmo tempo em que essas usinas aumentam a garantia física do SIN, a sua disponibilidade, remunerada por meio de receita fixa paga pelos consumidores cativos, poderá não ser utilizada em virtude da impossibilidade de seu escoamento. 31. Para visualização dos custos, a Tabela 5 apresenta os valores de potência instalada, energia contratada e receita fixa relativos às usinas termelétricas a óleo combustível do Leilão A-5/2008, localizadas no Submercado Nordeste e cujas obras não estão iniciadas:

Tabela 5 – UTEs do Leilão A-5/2008 localizadas no Submercado Nordeste que não estão com obras iniciadas

N. Usina Potência

(MW)

Energia contratada

(MWméd)

Receita fixa (R$/ano)

Receita fixa atualizada*

(R$/ano)

1 Termopower V 200,79 104 75.700.649 90.547.928 2 Termopower VI 200,79 104 74.698.505 89.349.233 3 Pernambuco III 200,79 104 74.607.401 89.240.260 4 MC2 Camaçari 2 176 99 71.661.916 85.717.073 5 MC2 Camaçari 3 176 99 71.653.244 85.706.700 6 MC2 Governador Mangabeira 176 99 71.679.261 85.737.820 7 MC2 Santo Antônio de Jesus 176 99 71.670.589 85.727.447 8 MC2 Sapeaçu 176 99 71.679.261 85.737.820 9 MC2 Suape II B 350 201 145.345.946 173.852.860

10 MC2 Messias 176 97 70.392.314 84.198.462 11 MC2 Nossa Senhora do Socorro 176 97 70.404.194 84.212.672 12 MC2 Rio Largo 176 97 70.392.314 84.198.462 13 MC2 Pecém 2 350 201 145.345.946 173.852.860 14 MC2 Macaíba 400 224 162.505.482 194.377.920

Total 3.110,37 1.724 1.247.737.023 1.492.457.516

*jan/2012

32. A partir dos valores da tabela acima, apura-se o volume de recursos financeiros a serem despendidos10 com a geração térmica que, no cenário menos severo, com defluência mínima do reservatório da UHE Sobradinho de 1.100 m3/s, pode não ser alocável no Submercado Nordeste no período 2013-2015: Tabela 6 – Receita fixa associada à geração térmica não alocável no Submercado Nordeste para o período 2013-2015

Patamar de carga

Percentual do tempo

Ano

2013 2014 2015

Leve 38% 2.826 2.651 2.214

Média 52% 1.625 1.374 905

Pesada 10% 346 141 0

Valor médio (MW) 1.953 1.736 1.312

Receita fixa associada (R$/ano) 937.343.759,22 832.970.530,67 629.502.234,26

33. Apresentado o cenário posto, marcado pela existência de custos com aquisição de energia elétrica desnecessária, impõe-se avançar para a análise dos instrumentos explicitados na legislação setorial para reversão ou mitigação da sobrecontratação de energia elétrica. II.3. Instrumentos disponíveis às distribuidoras para reversão ou redução da sobrecontratação II.3.1. MCSD e redução unilateral dos CCEARs de energia existente 34. Os instrumentos explícitos de reversão ou redução da sobrecontratação são os previstos no artigo 29 do Decreto n. 5.163, de 30 de julho de 2004, quais sejam, (i) o Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits – MCSD – e (ii) a redução unilateral, pela distribuidora, dos montantes de CCEAR de energia existente em razão (ii.a) da saída de consumidor potencialmente livre, (ii.b) de outras variações de mercado, hipótese em que a redução não pode exceder, em cada ano, quatro por cento do montante inicial contratado, ou (ii.c) de acréscimos na aquisição de energia correspondente a contrato bilateral do antigo modelo:

“Art. 29. Os CCEAR decorrentes dos leilões de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes deverão prever a possibilidade de redução dos montantes contratados, a critério exclusivo do agente de distribuição, em razão:

I - do exercício pelos consumidores potencialmente livres da opção de compra de energia elétrica proveniente de outro fornecedor;

II - de outras variações de mercado, hipótese na qual poderá haver, em cada ano, redução de até quatro por cento do montante inicial contratado, independentemente do prazo de vigência contratual, do início do suprimento e dos montantes efetivamente reduzidos nos anos anteriores; e

III - de acréscimos na aquisição de energia elétrica decorrentes de contratos celebrados até 16 de março de 2004, observado o disposto no art. 21 da Lei no 10.848, de 2004.

§ 1º O exercício da opção de redução contratual de que trata este artigo terá caráter permanente.

§ 2º As reduções dos montantes contratados previstas no inciso I do caput:

I - deverão ser precedidas da utilização de mecanismo de compensação de sobras e déficits a ser estabelecido na convenção de comercialização, hipótese na qual somente poderão ser reduzidas as quantidades de energia remanescentes; [...]”

10 Volumes esses obtidos dos valores de receita fixa das usinas listadas na Tabela 5.

35. Com fundamento no inciso I do § 2º do artigo 29 do Decreto n. 5.163/04, a ANEEL instituiu diversas modalidades de MCSD, todas referentes aos CCEARs de energia existente11. 36. Consoante apontado pela SEM, em cenário de sobrecontratação generalizada, é reduzida a expectativa de declarações de déficits pelas distribuidoras, tornando pouco eficaz qualquer mecanismo que não permita a redução dos montantes contratados. Já a circunstância de a possibilidade de redução de montantes contratados se circunscrever aos CCEARs de energia existente apresenta dois problemas: redução da capacidade de gestão do portfólio pela distribuidora e aumento tarifário. II.3.2. Perda de representatividade dos CCEARs de energia existente 37. O primeiro está relacionado ao aumento da representatividade dos CCEARs de energia nova ao longo do tempo, com a consequente perda de representatividade dos CCEARs de energia existente. 38. Em virtude de os CCEARs de energia nova (i) serem concebidos para oferecer cobertura ao aumento do mercado das distribuidoras, (ii) não conterem cláusula de redução a critério exclusivo do comprador, (iii) possuírem período médio de suprimento de 23 anos e (iv) tornarem-se gradualmente mais representativos frente aos CCEARs de energia existente, as distribuidoras perdem, ao longo do tempo, a capacidade (i) de gestão de seus portfólios de aquisição de energia elétrica e, por consequencia, (ii) de reversão ou mitigação de sua sobrecontratação. 39. O Gráfico 3 mostra a representatividade do CCEAR de energia nova no portfólio das distribuidoras ao longo de período de 23 anos, de 200812 a 2030, considerado o crescimento médio do mercado cativo de 4% ao ano:

11 1) O MCSD mensal, utilizado para abarcar as declarações de sobras decorrentes da migração de consumidores para o mercado livre e de acréscimo de energia contratada “pré 2004”, pode implicar redução unilateral de CCEAR. 2) O MCSD anual 4%, adotado para as declarações de sobras vinculadas a outras variações de mercado, pode resultar em redução de CCEAR, respeitado o limite de 4% do montante inicial contratado. 3) O MCSD trocas livres representa, na prática, transferência de posição contratual entre distribuidoras, sem que haja redução de CCEAR. 4) O MCSD ex-post constitui mero acerto financeiro entre distribuidoras para fins de afastamento da penalidade por insuficiência de cobertura contratual, sem que haja alteração das quantidades de energia relativas aos CCEARs. 5) O MCSD Itaipu, o qual contempla as declarações de sobras motivadas pelo aumento da quota-parte de Itaipu.

12 Em razão dos produtos do 1º leilão de energia nova, 2008 foi o primeiro ano de suprimento de CCEARs de energia nova.

Gráfico 3 – Representatividade de CCEAR de energia nova no portfólio da distribuidora

* demais tipos de contratos (anteriores à Lei n. 10.848/2004, decorrentes de leilão de ajuste, provenientes do processo de desverticalização e de geração distribuída oriunda de chamada pública)

40. O Gráfico 4 destaca a representatividade estimada do CCEAR de energia existente no portfólio da distribuidora ao longo do período de 2008 a 2030, e o correspondente percentual de redução possível do nível de contratação em virtude do exercício da prerrogativa prevista no inciso II do artigo 29 do Decreto n. 5.163/2004, qual seja, redução unilateral de 4% do volume do CCEAR de energia existente:

Gráfico 4 – Representatividade de CCEAR de energia existente e capacidade de redução do nível de contratação

II.3.3. Aspecto tarifário da redução circunscrita a CCEARs de energia existente 41. Para além da gradual compressão do espaço para reversão ou mitigação da sobrecontratação, o segundo problema causado pela circunstância de as reduções recaírem exclusivamente sobre CCEARs de energia existente é de ordem tarifária.

42. Ao confrontar, nas Tabelas 7 e 8, o preço médio atualizado da energia negociada nos leilões de energia existente, R$ 93,56/MWh, e de energia nova, R$ 139,56/MWh, verifica-se que o custo de aquisição de energia nova é, em média, 49% superior ao da energia existente:

Tabela 7 – Resultado de todos os leilões de energia existente

Leilão Montante (MWméd)

Prazo de suprimento

(anos)

Preço médio (R$/MWh)

Preço médio atualizado* (R$/MWh)

1º Leilão de Energia Existente (dez/04) 17.008,00 8 62,66 89,41

2005 - 08 9.054,00 8 57,51 82,05 2006 - 08 6.782,00 8 67,33 96,07 2007 - 08 1.172,00 8 75,46 107,66

2º Leilão de Energia Existente (abr/05) 1.325,00 8 78,16 108,61

2008 - 08 1.325,00 8 78,16 108,61 2009 - 08 – 8 – –

3º Leilão de Energia Existente (out/05) 102,00 3 62,95 85,76

2006 - 03 102,00 3 62,95 85,76

4º Leilão de Energia Existente (out/05) 1.166,00 8 94,91 129,30

2009 - 08 1.166,00 8 94,91 129,30

5º Leilão de Energia Existente (dez/06) 204,00 8 104,74 137,09

2007 - 08 204,00 8 104,74 137,09

6º Leilão de Energia Existente (dez/07) – 5 – –

2008 - 05 – 5 – –

7º Leilão de Energia Existente (nov/08) – 5 – –

2009 - 05 – 5 – –

8º Leilão de Energia Existente (nov/09) 84,00 5 98,91 112,87

2010 - Q05 83,00 5 99,14 112,87 2010 - D05 1,00 5 80,00 91,08

9º Leilão de Energia Existente (dez/10) 98,00 3 105,04 112,45

2011 - Q03 97,00 3 105,00 112,45 2011 - D03 1,00 3 109,03 116,77

10º Leilão de Energia Existente (nov/11) 195,00 3 79,99 80,84

2012 - Q03 195,00 3 79,99 80,84

Total 20.182,00 8 66,49 93,56

*jan/2012

Tabela 8 – Resultado de todos os leilões de energia nova

Leilão Montante (MWméd)

Prazo de suprimento (anos)

Preço médio (R$/MWh)

Preço médio atual.* (R$/MWh)

1º Leilão de Energia Nova (dez/05) 3.284,00 23 123,28 166,42

2008 - Q30 71,00 30 106,95 144,38 2008 - T15 46,00 15 114,28 154,28 2009 - Q30 889,00 30 115,04 155,30 2009 - T15 561,00 15 132,26 178,55 2010 - Q30 855,00 30 129,26 174,50 2010 - T15 862,00 15 121,81 164,45

2º Leilão de Energia Nova: A-3 de 2006 (jun/06) 1.682,00 24 128,95 171,45

2009 - Q30 1.028,00 30 126,77 168,54 2009- T15 654,00 15 132,39 176,03

3º Leilão de Energia Nova: A-5 de 2006 (out/06) 1.104,00 23 128,89 170,04

2011 - Q30 569,00 30 120,86 159,44 2011 - T15 535,00 15 137,44 181,32

1º Leilão de Fontes Alternativas (jun/07) 186,00 19 137,90 176,82

2010 - Q30 46,00 30 134,99 173,09 2010 - OF15 140,00 15 138,85 178,04

4º Leilão de Energia Nova: A-3 de 2007 (jul/07) 1.304,00 15 134,67 172,27

2010 - T15 1.304,00 15 134,67 172,27

5º Leilão de Energia Nova: A-5 de 2007 (out/07) 2.312,00 20 128,61 162,96

2012 - Q30 715,00 30 129,14 163,63 2012 - T15 1.597,00 15 128,37 162,66

Leilão da UHE Santo Antônio (dez/07) 1.552,60 30 78,87 98,83

2012 - Q30 1.552,60 30 78,87 98,83

Leilão da UHE Jirau (mai/08) 1.382,71 30 71,37 86,92

2013 - Q30 1.382,71 30 71,37 86,92

6º Leilão de Energia Nova: A-3 de 2008 (set/08) 1.076,00 15 128,42 153,61

2011 - OF15 1.076,00 15 128,42 153,61

7º Leilão de Energia Nova: A-5 de 2008 (set/08) 3.004,00 15 145,23 173,71

2013 - OF15 3.004,00 15 145,23 173,71

8º Leilão de Energia Nova: A-3 de 2009 (ago/09) 11,00 16 144,55 166,10

2012 - Q30 1,00 30 144,00 165,47 2012 - OF15 10,00 15 144,60 166,16

9º Leilão de Energia Nova: A-5 de 2009 (dez/09) – – – –

2014 - Q30 – 30 – – 2014 - OF15 – 15 – –

Leilão da UHE Belo Monte (abr/10) 3.199,70 30 77,97 86,16

2015 - Q30 3.199,70 30 77,97 86,16

10º Leilão de Energia Nova: A-5 de 2010 (jul/10) 327,00 30 99,48 109,45

2015 - Q30 327,00 30 99,48 109,45

2º Leilão de Fontes Alternativas (ago/10) 714,30 21 135,09 148,57

2013 - Q30 48,10 30 146,99 161,65 2013 - D20 666,20 20 134,23 147,62

11º Leilão de Energia Nova: A-5 de 2010 (dez/10) 96,80 30 67,31 72,09

2015 - Q30 96,80 30 67,31 72,09

12º Leilão de Energia Nova: A-3 de 2011 (ago/11) 1.543,80 21 102,09 104,71

2014 - Q30 209,30 30 102,00 104,62 2014 - OF20 1.334,50 20 102,10 104,72

13º Leilão de Energia Nova: A-5 de 2011 (dez/11) 555,20 21 102,98 91,71

2016 - Q30 81,80 30 91,20 91,71 2016 - OF20 473,40 20 105,02 105,61

Total 23.335,11 23 113,97 139,56

*jan/2012

43. Com efeito, buscar reverter a sobrecontratação somente por meio de redução de CCEAR de energia existente significa elevar o custo médio de aquisição de energia e, portanto, aumentar a componente da tarifa destinada a cobrir os custos incorridos pela distribuidora na compra de energia. 44. Essa elevação se prenuncia maior quando se tem em perspectiva que o preço da energia existente tende a sofrer redução em virtude do processo de renovação de concessões de geração. 45. Verificado, a partir de dados empíricos, que os instrumentos explícitos de reversão ou mitigação da sobrecontratação, além de perderem efetividade ao longo do tempo, produzem efeitos contrários à modicidade de tarifas e preços, cumpre analisar se a legislação veda a celebração de acordos bilaterais em CCEARs de energia nova. II.4. Acordos bilaterais em CCEARs de energia nova como instrumento para reversão ou mitigação de sobrecontratação II.4.1. Dessemelhanças entre CCEAR e contrato coativo 46. Embora não tenha explicitado a possibilidade de CCEARs serem objeto de acordos bilaterais de postergação, suspensão, redução ou rescisão da relação contratual, a legislação setorial também não explicitou proibição a acordos dessa natureza. 47. Sob a noção tradicional de contrato, a circunstância de a lei não ter proibido acordos bilaterais seria suficiente para se concluir pela possibilidade de sua celebração, pois a mesma conjunção de vontades que origina o contrato pode alterá-lo e, até mesmo, “dissolver o vínculo e devolver a liberdade àqueles que se encontravam compromissados”13. 48. Situação diversa se verifica nos contratos coativos, assim denominados aqueles marcados por duas características básicas, quais sejam, (i) falta de espontaneidade na vinculação contratual, porquanto as partes são obrigadas a contratar e, por consequência, manterem-se contratadas, e (ii) falta de liberdade de configuração interna dos contratos14.

13 GONÇALVES, Carlos Roberto. Direito civil brasileiro. – 2ª ed. – São Paulo: 2006, p. 180.

14 “A liberdade contratual, que se decompõe em liberdade de contratar ou de abster-se de contratar e em liberdade de configuração interna dos contratos, sofre limitações ponderabilíssimas, em ambos esses aspectos. Às normas jurídicas de cunho meramente dispositivo, do Estado Liberal – apenas excepcionadas por uma ou outra disposição de ordem pública – sucede modernamente um conjunto de outras, impositivas, a definirem ora formas e fórmulas contratuais necessárias, ora a obrigação de contratar ou de não contratar.

No que diz respeito à liberdade de configuração interna dos contratos, apresenta-se, sob o impacto das técnicas intervencionistas, extremamente relativizada. Incidem sobre eles disposições que acabam por alterar os seus elementos essenciais.

... as técnicas que impactam sobre a liberdade de configuração interna dos contratos ensejam o surgimento de uma ordenação e organização nova do relacionamento, entre si, dos agentes econômicos em ação nos mercados. [...]

De outra parte, enquanto liberdade de conclusão ou liberdade de não conclusão de contratos, a liberdade de contratar passa também por profunda reformulação. Manifesta-se então uma série de hipóteses em que ocorre falta de espontaneidade na vinculação contratual.” (GRAU, Eros Roberto. A ordem econômica na Constituição de 1988. – 8ª ed. – São Paulo: Malheiros, 2003, pp. 84 a 86).

“A expressão contrato coativo contém o máximo do dirigismo contratual. Não há como defender a autonomia da vontade se o contrato é imposto. São dessa natureza as relações entre as concessionárias de serviço público de fornecimento de água, luz, esgoto, gás, telefone e o usuário. A empresa não pode recusar-se a contratar com o usuário, quando este se sujeita às condições gerais e desde que existam condições materiais para a prestação do serviço. O usuário não pode prescindir desses serviços, nem mesmo, por vezes, recusá-los.

49. Exemplo de contrato coativo é encontrado na figura dos contratos iniciais, previstos pela Lei n. 9.648, de 27 de maio de 1998, a qual, com o objetivo de fazer com que fosse gradual a introdução do regime de livre negociação no setor elétrico brasileiro15, (i) impôs o dever de celebração dos contratos, (ii) definiu os volumes negociados, o prazo de duração e os momentos de redução e expiração da relação contratual e (iii) determinou que a ANEEL regulasse as tarifas de venda da energia elétrica. 50. As diferenças entre os CCEARs e os contratos coativos residem em ambos os aspectos que marcam a noção de contrato coativo. 51. A falta de liberdade de configuração interna dos CCEARs não é absoluta, pois, embora parte da configuração seja estabelecida pela ANEEL de acordo com diretrizes do MME, não são impostos (i) o preço, o qual decorre do resultado do leilão, e (ii) os volumes, os quais dependem do que a distribuidora declarou como necessidade de compra e do que o gerador se dispôs a ofertar. 52. A falta de espontaneidade na vinculação contratual também não se verifica, pois o gerador contrata apenas se quiser ir ao leilão e dele sair vencedor, ao passo que a distribuidora não tem a obrigação de celebrar tal ou qual contrato ou adquirir energia em tal ou qual leilão, mas, sim, os deveres de (i) garantir o atendimento a cem por cento de seus mercados de energia e potência por intermédio de contratos e (ii) adquirir energia elétrica no ACR por meio de licitação, ou seja, tem o dever genérico de contratação por meio de procedimento predefinido, mas não o dever de celebrar ou manter contrato específico. 53. Em relação aos contratos iniciais, em virtude de a Lei n. 9.648/1998 ter fixado o momento do desfazimento da relação contratual, antecipá-lo significaria a inobservância do comando legal. 54. Em relação aos CCEARs, a legislação não definiu o momento de expiração da relação contratual, o qual é fixado no instrumento anexo ao edital do leilão do qual as partes decidiram participar,

Na verdade, aqui não estamos diante de uma manifestação de dirigismo contratual, mas perante uma conseqüência inevitável do privilégio concedido às empresas que detêm o monopólio dos serviços públicos (Borda, 1989:19). O intuito contratual está praticamente desaparecido nesse negócio jurídico. As cláusulas do negócio são totalmente predispostas. Se, por um lado, a concessionária não pode negar o serviço público, na prática, o usuário não pode também dele prescindir. Ambas as partes são forçadas a contratar. A interpretação das cláusulas e o inadimplemento, nesse caso, não podem ser vistos de forma igual aos demais contratos, nem mesmo aos contratos de adesão. Existe no fenômeno aparência de contrato e não contrato propriamente dito.” (VENOSA, Silvio de Salvo. Direito civil: teoria geral das obrigações e teoria geral dos contratos. - 3ª ed. - São Paulo: Atlas, 2003, p. 386).

15 “Art. 10. Passa a ser de livre negociação a compra e venda de energia elétrica entre concessionários, permissionários e autorizados, observados os seguintes prazos e demais condições de transição:

I - nos anos de 1998 a 2002, deverão ser contratados os seguintes montantes de energia e de demanda de potência:

a) durante o ano de 1998, os montantes definidos e atualizados pelo Grupo Coordenador para Operação Interligada - GCOI e, na falta destes, os montantes acordados entre as partes;

b) durante os anos de 1999, 2000 e 2001, os respectivos montantes de energia já definidos pelo Grupo Coordenador do Planejamento dos Sistemas Elétricos - GCPS, nos Planos Decenais de Expansão 1996/2005, 1997/2006 e 1998/2007, a serem atualizados e complementados com a definição dos respectivos montantes de demanda de potência pelo GCOI e referendados pelo Comitê Coordenador de Operações Norte/Nordeste - CCON, para o sistema elétrico Norte/Nordeste;

c) durante o ano de 2002, os mesmos montantes definidos para o ano de 2001, de acordo com o disposto na alínea anterior;

II - no período contínuo imediatamente subseqüente ao prazo de que trata o inciso anterior, os montantes de energia e de demanda de potência referidos em sua alínea "c", deverão ser contratados com redução gradual à razão de 25% (vinte e cinco por cento) do montante referente ao ano de 2002.

§ 1o Cabe à ANEEL homologar os montantes de energia e demanda de potência de que tratam os incisos I e II e regular as tarifas correspondentes.”

instrumento esse que, conforme observado pela SEM, expressamente prevê a possibilidade de aditamento bilateral ao contrato, sem estabelecer limites quanto ao teor do aditamento:

“15.2. O presente CONTRATO não poderá ser alterado, exceto por meio de aditamento escrito firmado pelas PARTES, ou outro meio constante em PROCEDIMENTOS DE COMERCIALIZAÇÃO, observado o disposto na Lei n. 10.848, de 2004, no Decreto n. 5.163, de 2004, e nas demais disposições legais e regulamentares aplicáveis”

55. Verifica-se, pois, que os CCEARs, embora regulados, não se amoldam à noção de contrato coativo. 56. A regulação que os timbra, embora intensa, sobretudo na definição das cláusulas regulamentares e do procedimento antecedente à celebração da relação contratual, não tolhe completamente a liberdade de as partes os adaptarem às circunstâncias que lhes sejam supervenientes. 57. Na legislação que os circunda, não é possível identificar óbice absoluto a que as partes bilateralmente alterem as condições fixadas, não se identifica dever normativo de manutenção da relação contratual tal qual originalmente celebrada. II.4.2. CCEARs de energia nova e o modelo setorial II.4.2.1. Hiato entre a idealização e a realidade subsequente 58. Em diversas contribuições oferecidas à AP n. 081/2010, defende-se que o acordo proposto de suspensão de CCEARs afrontaria a lógica do modelo. 59. Antes de enfrentar tal argumento, cumpre advertir que a concepção do modelo não pode ser teórica, apriorística ou baseada naquilo que se pretendeu ao editá-lo, mas sim conformada e, se for o caso, ajustada à luz da realidade que se impõe16.

60. A propósito, vale reproduzir o magistério do jusfilósofo alemão Karl Larenz:

“A lei intervém em relações da vida diversas e em mutação, cujo conjunto o legislador não podia ter abrangido, e dá resposta a questões que o legislador ainda não tinha colocado a si própria. Adquire, com o decurso do tempo, cada vez mais como que uma vida própria e afasta-se, deste modo, das ideias dos seus autores.”17

61. É possível que os idealizadores do modelo não tenham cogitado a possibilidade de acordos bilaterais em CCEARs de energia nova.

62. O momento histórico em que editado o modelo era marcado (i) pela crise do racionamento, vivenciada dois anos antes da edição da Medida Provisória n. 144/2003, e (ii) pelo contínuo crescimento do consumo.

16 “... a norma é produzida, pelo intérprete, não apenas a partir de elementos colhidos no texto normativo (mundo do dever-ser), mas também a partir de elementos do caso ao qual será aplicada, isto é, a partir de elementos do caso ao qual será ela aplicada, isto é, a partir de dados da realidade.” (GRAU, Eros Roberto. Graus. Ensaio e discurso sobre a interpretação e aplicação do Direito. São Paulo: Malheiros, 2002, p. 25).

17 LARENZ, Karl. Metodologia da ciência do direito. – 3ª ed. – Lisboa: Fundação Calouste Gulbenkian, 1997, p. 446.

63. A par do momento histórico, diversas disposições da Lei n. 10.848/2004 revelam preocupação com a expansão da oferta.

64. O foco na expansão da oferta talvez explique a razão pela qual não foram explicitados mecanismos de reversão de sobrecontratação para cenário de retração generalizada do consumo. 65. Também é seguro afirmar que os idealizadores não tiveram como antever o resultado tarifário da utilização dos CCEARs de energia existente como instrumento único de mitigação da sobrecontratação.

66. Ocorre que a concepção dos idealizadores do modelo não é pétrea e não pode impedir os aplicadores de adaptá-lo às circunstâncias supervenientes à sua concepção, sob pena de o seu engessamento conduzi-lo à ineficiência e à prematura obsolescência. II.4.2. Finalidade do CCEAR de energia nova e racionalidade econômica 67. Consoante destaquei no voto condutor do Despacho n. 219, de 24 de janeiro de 201218, “a Lei n. 10.848/2004, [atenta às condições de financiamento necessárias à viabilização de projetos de infraestrutura], com o propósito manifesto de reverter quadro de inibição de investimentos na expansão do setor elétrico, teve como um de seus pilares a alteração da sistemática de licitação de empreendimentos de geração, abandonando o critério de seleção pelo maior valor de pagamento pelo uso do bem público e adotando o critério de seleção fundado no menor valor de venda de energia elétrica, de maneira que o licitante vencedor da licitação, ao final do certame, recebe a outorga e, concomitantemente, assina o contrato de venda de energia, o qual servirá de garantia à contratação de empréstimo, uma vez que a receita de venda propiciará o fluxo de receita necessário à amortização do financiamento”. 68. O CCEAR de energia nova é, pois, o instrumento de expansão da oferta de geração, a qual, por sua vez, tem por escopo atender ao crescimento da demanda. 69. O fim a que serve o CCEAR de energia nova explica a razão pela qual a legislação não previu, tal qual o fez para os CCEARs de energia existente, a possibilidade de haver sua redução unilateral por parte das distribuidoras. 70. Caso houvesse essa possibilidade, poderia ficar comprometido o fluxo de caixa que serve de garantia ao arranjo financeiro utilizado para o desenvolvimento de projetos de geração19. 71. É da essência do modelo instituído pela Lei n. 10.848/2004, portanto, blindar os CCEARs de energia nova contra alterações unilaterais, protegendo o vendedor, para, assim, diminuir seus riscos e criar as condições favoráveis à obtenção dos financiamentos que viabilizam a implantação dos empreendimentos.

18 Altera as datas de início de suprimento dos CCEARs atrelados à UTE Porto Pecém I e decorrentes do Leilão A-5 de 2007.

19 Passagem do voto condutor do Despacho n. 219/2012:

“Conforme já destaquei no voto condutor do Despacho n. 3.670/2010, o desenvolvimento de projetos de infraestrutura, como os empreendimentos de geração, depende de captação de recursos junto a instituições do setor financeiro7, para o que se utiliza, em regra, o arranjo financeiro denominado ‘project finance’, conceituado por Luiz Ferreira Xavier Borges como ‘[...] uma forma de engenharia/colaboração financeira suportada contratualmente pelo fluxo de caixa de um projeto, servindo como garantia à referida colaboração, os ativos desse projeto a serem adquiridos e os valores recebíveis ao longo do tempo’.

Para a amortização do financiamento contraído sob a forma de “project finance”, é utilizada a receita gerada pelo próprio empreendimento, segregando-se os riscos inerentes à exploração da atividade, no caso, de geração: [...]” (p. 3-4).

72. Ocorre que, se o próprio gerador renuncia à receita advinda do CCEAR, não se caracteriza atentado à blindagem que o modelo concebeu para o CCEAR de energia nova. 73. Para os agentes vendedores com usinas em atraso, a suspensão de CCEAR pode ser favorável porque, em muitas situações, a recomposição de lastro, em razão da aplicação da Resolução Normativa n. 165/2005, resulta em operação deficitária, comprometendo o fluxo de receita que garante o pagamento dos financiamentos20.

74. A racionalidade econômica aponta que o agente vendedor vai aceitar a proposta de suspensão do CCEAR se o custo total de recomposição de lastro superar a receita que seria auferida com o faturamento do CCEAR, ou seja, se houver melhora de seu fluxo de receita, o que é favorável tanto para o gerador quanto para seu financiador.

75. Com efeito, a suspensão de CCEAR, em vez de desmontar a estrutura financeira utilizada para o desenvolvimento do projeto de geração, tem o condão de restaurá-la ou de minimizar os prejuízos causados pela combinação do atraso da usina com a aplicação da Resolução Normativa n. 165/2005.

76. Ainda com o modelo setorial em perspectiva, é preciso ter presente que o CCEAR de energia nova não é um em fim em si mesmo, mas, conforme destacado, instrumento de expansão da geração, a qual também não é um fim em si mesmo, na medida em que tem como função atender ao aumento do consumo.

77. Se o consumo se retrai, a expansão pode ser postergada ou dispensada, para o que os CCEARs de energia nova podem ser suspensos ou rescindidos.

78. O modelo exige equilíbrio adequado entre confiabilidade de fornecimento e modicidade de tarifas e preços, conforme bem expresso no inciso X do caput e no § 7º do artigo 1º da Lei n. 10.848/2004:

“Art. 1º A comercialização de energia elétrica entre concessionários, permissionários e autorizados de serviços e instalações de energia elétrica, bem como destes com seus consumidores, no Sistema Interligado Nacional - SIN, dar-se-á mediante contratação regulada ou livre, nos termos desta Lei e do seu regulamento, o qual, observadas as diretrizes estabelecidas nos parágrafos deste artigo, deverá dispor sobre: [...]

X - critérios gerais de garantia de suprimento de energia elétrica que assegurem o equilíbrio adequado entre confiabilidade de fornecimento e modicidade de tarifas e preços, a serem propostos pelo Conselho Nacional de Política Energética - CNPE; [...]

§ 7o Com vistas em assegurar o adequado equilíbrio entre confiabilidade de fornecimento e modicidade de tarifas e preços, o Conselho Nacional de Política Energética – CNPE proporá critérios gerais de garantia de suprimento, a serem considerados no cálculo das energias asseguradas e em outros respaldos físicos para a contratação de energia elétrica, incluindo importação.”

79. Se a confiabilidade do fornecimento não requer determinado ritmo de expansão, não é equilibrado manter sobrecontratação que opera em direção oposta à da modicidade de tarifas e preços. 80. Não se verifica, portanto, racionalidade econômica na concepção de que o modelo da Lei n. 10.848/2004 (i) veda acordos bilaterais em CCEARs de energia nova e (ii) autoriza, como instrumento de reversão ou mitigação da sobrecontratação, apenas a redução unilateral de CCEAR de energia existente.

20 Conforme destacado na Nota Técnica n. 173/2011-SEM/ANEEL, “o atraso no cronograma de implantação da usina submete o agente vendedor a faturar esses contratos segundo os critérios constantes da REN 165/2005 que, em cenários de PLD baixo (caso do ano de 2011), é definido pelo próprio PLD acrescido de 10%; vez que, tradicionalmente, o preço do contrato de recomposição de lastro é superior a PLD + 10%, conclui-se que o vendedor, nos cenários até hoje verificados, incorre em [...] operação deficitária”.

81. Tal concepção, além de dissociada da racionalidade econômica, não constitui ponderação adequada entre os princípios da confiabilidade de fornecimento e da modicidade de tarifas e preços, pois conduz a constante aumento do custo médio de aquisição de energia elétrica, além de deixar o órgão regulador desprovido de alternativas eficientes para resolver problemas como (i) o atraso na interligação dos sistemas elétricos da AMAZONAS e (ii) a sobrecontratação involuntária, seja pelo efeito da quantidade de lotes associados à usina marginal dos leilões regulados ou pelo rateio da energia vinculada à declaração de necessidade de compra de distribuidora desqualificada, como no caso da CEA.

82. No ponto, é pertinente destacar que a principal alternativa para resolver o problema de alocação da geração térmica no Submercado Nordeste que pode ocorrer a partir de 2013 é a postergação da entrada em operação comercial e/ou a desistência de implantação de usinas localizadas nesse submercado e comprometidas com CCEARs de energia nova. 83. Na espécie, a realidade evidencia a ineficiência a que conduz a concepção de que o MCSD de energia existente e a redução unilateral de CCEAR de energia existente são instrumentos únicos de reversão ou mitigação de sobrecontratação tolerados pelo modelo. II.4.3. Acordos bilaterais e Resoluções Normativas n. 63/2004 e 165/2005 II.4.3.1. Resolução Normativa n. 63/2004 84. Houve, na AP 081/2011, contribuições no sentido de que a suspensão de CCEARs de energia nova significaria descumprimento ou ineficácia das Resoluções Normativas n. 63/2004 e 165/2005. 85. A inexistência de descumprimento da Resolução Normativa n. 63/2004 é demonstrada pela SEM, quando pondera que a referida Resolução tipifica o:

“... descumprimento [...] do compromisso estabelecido no [...] ato de outorga, sem estar vinculada ao cumprimento de cláusulas [...] estabelecidas no CCEAR, motivo pelo qual a [...] suspensão dos contratos não exime o empreendedor de, caso venha a incorrer nas infrações tipificadas na Resolução Normativa n. 63/2004, submeter-se às correspondentes sanções.”

II.4.3.2. Resolução Normativa n. 165/2005 86. A improcedência do argumento de que a suspensão de CCEAR caracterizaria descumprimento ou ineficácia da Resolução Normativa n. 165/2005 também é evidenciada pela SEM, ao ressaltar que o pressuposto básico daquele diploma normativo não é apenas a ocorrência de atraso da usina, mas também a execução de contrato de comercialização de energia com a distribuidora, pelo que a suspensão do CCEAR, em vez de torná-la “ineficaz”, faz com que a Resolução não seja aplicável. 87. De fato, não é possível extrair, do artigo 5º do Decreto n. 5.163/04 e do artigo 2º da Resolução Normativa n. 165/2005, suposto dever de manutenção de execução de CCEAR:

Decreto n. 5.163/04 “Art. 5º O agente vendedor, em caso do não-cumprimento do prazo de início da operação comercial de unidades geradoras de um empreendimento e não possuindo lastro para a venda suficiente para o cumprimento de suas obrigações, deverá celebrar contratos de compra de energia para garantir os seus contratos de venda originais, sem prejuízo de aplicação das penalidades cabíveis.”

Resolução Normativa n. 165/2005 “Art. 2º Caso ocorra o atraso do início da operação comercial de unidade geradora ou de empreendimento de importação de energia, relativamente ao cronograma de obras constante do respectivo ato de outorga, ocasionando insuficiência de lastro aos contratos de venda de energia, o agente vendedor deverá celebrar contratos de compra de energia para garantir os contratos de venda originais, sem prejuízo da aplicação das penalidades cabíveis.”

88. Essas disposições normativas estabelecem que o agente vendedor, caso atrase o início da operação comercial de sua usina e não possua lastro de venda suficiente para o cumprimento de suas obrigações, deverá celebrar contratos de recomposição de lastro. 89. Se a venda é suspensa, a insuficiência de lastro de venda não se caracteriza e, por consequência, o dever de recomposição de lastro não se impõe. 90. No ponto, vale invocar, mais uma vez, observação da SEM, a qual destaca (i) que o dever de recomposição de lastro é exigido tanto no ACL quanto no ACR e (ii) que, havendo atraso no ACL, o agente pode livremente renegociar, com o comprador, a suspensão do contrato:

“Não se contesta que o Decreto, com base no princípio da garantia do suprimento, é claro ao indicar a necessidade de celebração de contrato de compra de energia como requisito para suprir a insuficiência de lastro próprio para a venda, o que é tratado expressamente no artigo 2º, § 1º, do Decreto nº 5.163/2004. Ressalta-se que essa exigência não é restrita aos CCEARs e demais contratos do Ambiente de Contratação Regulada - ACR, mas válida também para os contratos no Ambiente de Contratação Livre - ACL, ou seja, deve ser obedecida por todos os agentes de mercado quando atuando na condição de vendedores. Assim, similarmente aos contratos no ACL, em que o agente que tenha um contrato de venda não consiga cumprir seu cronograma de obras e, venha a incorrer em atraso, pode livremente negociar com seu comprador a suspensão do citado contrato de modo a mitigar essa insuficiência de lastro, a suspensão de um CCEAR representa a eliminação temporária do requisito de energia a ele associado, não cabendo, pois, inferir uma insuficiência de lastro para esse CCEAR no período, pois não haveria obrigatoriedade de compra de contratos durante esse período.”

91. Caso o acordo bilateral que, ao suspender o contrato de venda de energia elétrica, evita a caracterização da insuficiência de lastro fosse ofensivo à Resolução Normativa n. 165/2005 ou aos bens jurídicos por ela tutelados, o dever de manutenção da contratação e o consequente óbice à celebração de acordos bilaterais de suspensão de contratos deveriam recair indistintamente sobre o ACR e o ACL. 92. Ocorre que nem a Resolução Normativa n. 165/2005 nem os bens jurídicos por ela tutelados são afrontados com pelos acordos de suspensão de contratos de venda de energia elétrica.

93. De forma imediata, o bem jurídico tutelado pela Resolução Normativa n. 165/2005 é confiabilidade do fornecimento.

94. Ao exigir que o vendedor com lastro prejudicado em virtude de atraso de sua usina busque reposição por meio de lastro contratual para a operação de venda de energia elétrica, a Resolução Normativa n. 165/2005 tem por escopo evitar que os contratos de venda ensejem expectativa de consumo superior à capacidade de suprimento do parque gerador.

95. De forma mediata, a Resolução Normativa n. 165/2005 tutela a modicidade tarifária, ao assegurar, por seu artigo 3º, que a diferença de custo entre o contrato de venda original e o contrato de reposição de lastro será rebatida nas tarifas dos consumidores finais somente se conduzir à sua redução21.

96. Nenhum desses bens jurídicos – confiabilidade de fornecimento e modicidade tarifária – é vulnerado com o acordo de suspensão.

97. Em virtude de terem o propósito de reverter ou mitigar sobrecontratação, os acordos de suspensão de CCEARs não impulsionam a expectativa de consumo para patamar superior à capacidade de suprimento do parque de geração, mas apenas aproximam esses vetores, reduzindo custos com aquisição de energia elétrica desnecessária sem oferecer risco à confiabilidade de fornecimento.

98. Já a modicidade tarifária pode até ser otimizada nas hipóteses em que os acordos bilaterais de suspensão conduzem à redução do nível de sobrecontratação suportado pelos consumidores.

99. Para que os acordos bilaterais não ofereçam risco de majoração de tarifas, não há a necessidade de vedá-los, mas apenas a de ressalvar que sua celebração não poderá onerar os consumidores. 100. Com a apreensão da exata finalidade da Resolução Normativa n. 165/2005, verifica-se não haver espaço para emprestar-lhe o propósito de punir o agente de geração ou o alcance de impor a manutenção da execução de CCEARs. 101. Consoante entendimento sedimentado em diversos precedentes da Diretoria da ANEEL, a aplicação da Resolução Normativa n. 165/2005 não significa a imposição de sanção por atraso do agente vendedor na implantação de empreendimento de geração comprometido com CCEAR de energia nova, mas sim a captura, em favor da modicidade tarifária, de eventual redução de custos verificada na recomposição de lastro.

102. Na Audiência Pública, foi alegado, ainda, que agentes vendedores tomaram a decisão de deixar para vender a sobra de energia para os geradores comprometidos com CCEARs e com usinas em atraso.

21

“Art. 3º Qualquer que seja o custo incorrido pelo agente vendedor na celebração dos contratos de compra de energia, só será considerado, para fins de repasse aos contratos de venda originais e conseqüentemente às tarifas dos consumidores finais, o menor valor entre:

I - o valor da energia do contrato de compra;

II - o custo variável de geração ou disponibilização da energia, em caso de empreendimento termelétrico;

III - o Preço de Liquidação de Diferenças - PLD, acrescido de 10% (dez por cento); ou

IV - o preço da energia no contrato de venda original, este limitado às condições e percentuais a seguir:

a) para atraso de até três meses: 90% (noventa por cento);

b) para atraso superior a três e de até seis meses: 85% (oitenta e cinco por cento);

c) para atraso superior a seis e de até nove meses: 80% (oitenta por cento);

d) para atraso superior a nove e de até doze meses: 70% (setenta por cento); ou

e) para atraso superior a doze meses: 50% (cinqüenta por cento).

Parágrafo único. Os contratos de venda originais citados no caput referem-se aos contratos efetuados no Ambiente de Contratação Regulada - ACR e aos contratos registrados em data anterior a 16 de março de 2004.”

103. Embora tenha como efeito a criação desse mercado de recomposição de lastro, a Resolução Normativa n. 165/2005 não tem por finalidade fomentá-lo ou aumentar ganhos dos agentes vendedores com sobras de energia.

104. O mercado de recomposição de lastro é efeito indireto da Resolução Normativa n. 165/2005, razão pela qual, embora os ganhos experimentados pelos agentes vendedores de lastro sejam legítimos, a referida Resolução não os tem como destinatários, não os protege, não pode ser por eles invocada como fundamento para se manter a execução de contratos nos quais não figuram como parte e os quais podem levar a custos desnecessários para consumidores, distribuidoras e agentes com usinas atrasadas. II.4.4. Princípio da vinculação ao edital 105. A propósito da suposta violação ao edital, alega a PGE que “não há violação às regras editalícias, uma vez que a minuta de CCEAR é parte integrante do edital, de modo que a possibilidade de aditamento aos contratos já estava na esfera de conhecimento de todos os licitantes”. 106. Reforça a PGE que “simplesmente negar aditamento ao CCEAR é que configura ofensa ao estabelecido no edital, cujos termos a Administração Pública está vinculada”.

107. Ainda sobre o tema, vale reproduzir a posição apresentada pela SEM na Nota Técnica n. 27/2012-SEM/SRE/ANEEL, na qual destaca que o reconhecimento da possibilidade de celebração de acordos bilaterais em CCEARs de energia nova não afeta a competitividade dos certames já realizados:

“35. Partindo-se da premissa de que se o agente ‘soubesse que poderia fazer isso, teria ofertado de outra maneira no leilão’, qualquer licitante poderia participar do leilão considerando, em seu lance, a possibilidade de no futuro renegociar a menor os montantes de seu contrato.

36. Todavia, não há sentido econômico em um licitante assumir um risco dessa natureza, ou seja, apostar, com pelo menos três anos de antecedência, que ocorreria, à frente, uma situação conjuntural de sobrecontratação sistêmica e que conseguiria negociar bilateralmente com a maioria dos compradores de cada um de seus CCEAR a redução de seu contrato. Por que faria isso? Qual o propósito de correr esse risco?

37. Por isso, mesmo que pudessem fazer o lance jogando com essa possibilidade, não há lógica econômica pensar que alguém se utilizaria dessa para ganhar um leilão, ou, na falta dela, deixaria de participar do certame.

38. Assim, se essa alteração já fosse prevista pelos agentes à época do leilão, certamente não haveria um lance mais baixo considerando tal possibilidade. Desse modo, entende-se que todos concorreram em igualdade de condições e continuariam com essa mesma igualdade se soubessem, antecipadamente, que poderiam negociar bilateralmente a redução dos montantes contratuais.”

108. Ademais, é incontroverso, na doutrina e na jurisprudência, que o princípio da vinculação ao edital não é absoluto, pois “evento superveniente modificador das circunstâncias poderá influenciar a adequação da proposta à satisfação das necessidades estatais”22. 109. A necessidade de adaptação a circunstâncias supervenientes determinou a formulação do princípio da mutabilidade, segundo o qual as cláusulas regulamentares dos contratos administrativos podem ser alteradas até mesmo unilateralmente, pela Administração.

22 JUSTEN FILHO, Marçal. Comentários à lei de licitações e contratos administrativos. – 13ª ed. – São Paulo, 2009, p. 808.

110. Se os contratos administrativos, os quais têm a Administração como parte e são marcados por intensa regulação e preponderância estatal, podem ser adaptados à realidade que se impõe, não é razoável supor que CCEARs não possam ser alterados. 111. Na espécie, o cenário superveniente à realização dos leilões de energia nova revela que, no momento, parte da energia contratada não é necessária e enseja custo também desnecessário. Logo, não há sentido em impor a manutenção da contratação. II.4.5. Desnecessidade da previsão da possibilidade de celebração de acordos bilaterais em CCEARs

112. Constata-se, pois, que o modelo previu expressamente a redução unilateral de CCEAR de energia existente porque a alteração unilateral de contratos é destoante da natureza, da noção e da dinâmica contratual.

113. Se fosse assumida a premissa de que o modelo precisaria ter previsto a possibilidade de acordos bilaterais em CCEARs, chegar-se-ia a resultado em que seria viável a redução unilateral de CCEAR de energia existente, a qual é explicitamente prevista pelo modelo, mas inviável a sua redução bilateral, a qual não é explicitamente prevista.

114. Caso assim fosse, seria viável o excepcional, a redução unilateral, e inviável o condizente com a natureza dos contratos, o inerente aos contratos: o acordo bilateral que os altere ou rescinda. 115. Considerando, portanto, que contratos e acordos bilaterais sobre eles incidentes têm a mesma base – autonomia da vontade – e origem – conjunção de vontades – e a legislação setorial não proíbe a celebração de acordos bilaterais referentes a CCEARs e também não fixa o momento de sua expiração, conclui-se que a desnecessidade foi a razão determinante da ausência de previsão da possibilidade de acordos bilaterais relativos a CCEARs. 116. Identificada a viabilidade jurídica de acordos bilaterais em CCEARs de energia nova, impõe-se avançar para a análise sobre as condições e os critérios para sua aprovação. II.5. Estabelecimento de critérios e condições para a aprovação de acordos bilaterais envolvendo CCEARs de energia nova II.5.1. Modalidades de acordos bilaterais 117. Entre as contribuições recebidas na Audiência Pública n. 081/2011, assume destaque a sugestão da Coordenação-Geral de Energia da Secretaria de Acompanhamento Econômico do Ministério da Fazenda –SEAE/MF – de que a aprovação de pedido de suspensão de CCEARs fosse (i) feita por meio de resolução aplicável a todos os casos correlatos e (ii) condicionada à comprovação de que não resultará em impacto negativo para o consumidor final. 118. Embora a possibilidade de celebração de acordos bilaterais em CCEAR de energia nova prescinda de alteração normativa, dado que decorre diretamente da própria natureza dos contratos e do enredo normativo posto, afigura-se conveniente e oportuna a edição de resolução para balizar tanto a celebração quanto a aprovação de acordos bilaterais em CCEARs de energia nova. 119. Os acordos em CCEAR de energia nova passíveis de serem celebrados para reduzir o nível de contratação das distribuidoras seriam: (i) a postergação do início de suprimento, (ii) a suspensão, (iii) a

redução temporária dos montantes contratados, (iv) a redução permanente de energia contratada, (v) a cessão de montantes para outras distribuidoras e (vi) a rescisão. 120. A postergação do início de suprimento pode ser instrumento para a solução de problemas advindos do atraso de linhas de transmissão.

121. A suspensão tem potencial para despertar o interesse de agentes vendedores responsáveis por usinas cujo cronograma de implantação encontra-se atrasado. 122. A redução temporária dos montantes contratados mostra-se adequada para os agentes vendedores responsáveis por usinas cujo valor de garantia física foi reduzido em virtude da aplicação da Resolução Normativa n. 169/200523. 123. A rescisão amigável atenderia os casos em que o agente vendedor toma a decisão de desistir da implantação do empreendimento de geração, desistência essa que não acarreta prejuízos para o sistema ou para os consumidores. 124. A redução permanente dos montantes contratados pode servir para os casos em que o agente vendedor negociou toda a garantia física no leilão, sem considerar o consumo interno da usina e as perdas elétricas atribuídas aos acessantes da Rede Básica24. II.5.2. Impossibilidade de aumento do custo médio de aquisição de energia elétrica 125. A SEAE/MF, em sua contribuição para a AP 081/2011, apresentou sugestão de condicionar a aprovação de acordos bilaterais de suspensão de CCEAR de energia nova à comprovação de que tais acordos não resultarão em impacto negativo para o consumidor final. 126. Em linha com a contribuição da SEAE/MF, a SRE adverte que a suspensão de CCEAR de energia nova pode levar a efeitos tarifários importantes no saldo da conta de compensação de variação de valores de itens da parcela A – CVA – correspondente à energia comprada. 127. Na CVA, eventuais efeitos de variação de montantes ou alteração de valor de repasse são capturados, em especial os casos associados a contratos cujo faturamento observa o disposto na Resolução Normativa n. 165/2005. 128. Se o nível de contratação da distribuidora fica abaixo de 103%, o consumidor é diretamente beneficiado por acordos bilaterais conducentes à redução da sobrecontratação, porquanto o custo total de aquisição de energia elétrica é menor. Vale destacar que essa referência de 3% de sobrecontratação pode ser alterada para percentual maior em razão do reconhecimento de sobrecontratação involuntária. 129. Já nas hipóteses em que o nível de contratação fica acima de 103%, os acordos bilaterais conducentes à redução da sobrecontratação são benéficos para os acionistas das distribuidoras, bem como para os vendedores que, com os acordos, afastam-se da incidência da Resolução Normativa n. 165/2005.

23 Estabelece as condições para contratação de energia elétrica, em caso de indisponibilidade de unidade geradora ou empreendimento de importação de energia.

24 Na AP 081/2011, está apresentado, por meio da contribuição da GERANORTE, caso concreto de agente vendedor que negociou toda a garantia física de suas usinas no leilão, o que exige do agente a recomposição permanente de lastro.

130. Nessas hipóteses, o consumidor não pode ser prejudicado, pois não é responsável pela declaração de necessidade de compra nos leilões, pela variação de mercado das distribuidoras, pela gestão do portfólio das distribuidoras ou pelo atraso na implantação de empreendimentos de geração. 131. Dada a necessidade de formular arranjo que permita à distribuidora conhecer, antes da celebração do acordo, o eventual valor da glosa que será promovida para evitar ônus ao consumidor final decorrente do acordo firmado, verifica-se apropriado adotar as seguintes diretrizes: (i) utilizar, como referência de preço para se identificar se o acordo bilateral implica aumento do custo tarifário, o valor médio de todos os CCEARs celebrados pela distribuidora e considerados na data de reajuste em processamento – DRP – considerada na resolução homologatória vigente de reajuste;

(ii) apurar, com frequência mensal, o valor que teria sido faturado dos contratos que foram

objeto de acordo bilateral no mês de referência; e (iii) para os casos em que o valor apurado for inferior à referência de preço, lançar na CVA,

como componente negativa, a diferença entre esses valores, multiplicada pelo montante de energia relativo ao CCEAR negociado. 132. Além da observância ao princípio da modicidade tarifária, os acordos bilaterais não podem oferecer risco à segurança de suprimento, ou seja, não podem comprometer a garantia física do SIN e a operação eletroenergética do ONS. 133. Os acordos bilaterais devem, ainda, ser objeto de homologação da ANEEL, nos termos do inciso IV do artigo 2º da Resolução Normativa nº 323/200825, o qual estabelece que a ANEEL deverá homologar termos aditivos a CCEARs. II.6. Cessão de CCEAR de energia nova 134. Com foco no conteúdo da resolução, vale destacar que a ABRADEE, a ELETROPAULO e a CHESF sugerem a criação de ambiente estruturado, semelhante ao MCSD, para promover ajustes de montantes de energia atrelados a CCEARs de energia nova. 135. Na análise das contribuições, a SEM advertiu sobre a necessidade de regulamentação do processamento de MCSD envolvendo energia nova. 136. O desenvolvimento de plataforma centralizada viabilizará que distribuidoras signatárias de CCEARs de energia nova, em situação de sobrecontratação, possam transferir parte desses contratos para outras distribuidoras que estejam precisando elevar o nível de contratação.

25 “Art. 2º Serão homologados pela ANEEL:

I - os Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado - CCEAR resultantes dos leilões de energia;

II - as cessões e reduções de CCEAR decorrentes do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD; [...]

IV - os Termos Aditivos aos Contratos referidos nos incisos I e III; [...]”

II.7. Avaliação da necessidade de revisão do critério de empilhamento de contratos para fins de definição do custo de sobrecontratação 137. Sobre a possível necessidade de revisão do critério de empilhamento de contratos para fins de definição do custo de sobrecontratação, a SRE, após analisar os possíveis rebatimentos tarifários de acordos de suspensão de CCEAR de energia nova26, observou que, para os casos em que o nível de sobrecontratação da distribuidora supera 3% do requisito regulatório estabelecido na Resolução Normativa n. 255/2007, o impacto tarifário associado, em cenário “altamente improvável”27, é bastante desprezível. 138. Em virtude de o cálculo do custo da sobrecontratação ser feito “ex-post” e ficar suscetível (i) à sazonalização dos contratos de compra, (ii) ao comportamento do mercado cativo ao longo do ano civil e (iii) aos valores mensais do PLD, a análise comparativa para identificar os efeitos de eventual suspensão de CCEAR de energia nova no custo de sobrecontratação também seria de extrema complexidade, bem como deixaria a distribuidora sem elementos para a tomada de decisão. 139. Destacou a SRE, ainda, que o cálculo do repasse de custo da sobrecontratação, nos termos da Resolução Normativa n. 255/200728, é realizado em duas fases: (i) apuração do montante a ser repassado como sobrecontratação, limitado a 3% da carga real da concessionária, e (ii) definição do valor da glosa a ser subtraída do mercado real para repasse, via CVA, dos contratos usados para suprir o mercado regulatório. 140. Para fins de repasse do custo de sobrecontratação, aplica-se ordenação para os tipos de contratos “pós 2004”, de forma que o montante de sobrecontratação compõe-se, prioritariamente, por CCEAR de energia existente e, se necessário, complementado por montantes referentes a (i) contratos decorrentes de leilões de ajuste, (i) contratos oriundos chamada pública para aquisição de energia proveniente de geração distribuída, e (iii) CCEAR de energia nova29. 141. De acordo com a SRE30, a priorização do CCEAR de energia existente encontra amparo no fato de esses contratos “poderem sofrer redução ou cessão através do MCSD, o que permite maior gerência dos montantes”, o que faz com que esse tipo de contrato seja “o primeiro a ser cortado para atingir cem por cento da carga regulatória”. 142. Eventualmente, caso os volumes de CCEAR de energia nova vinculados a acordo de suspensão e, em especial, aqueles oriundos do mecanismo de transferência de posição contratual, tornem-se significativos, será necessário analisar se esses contratos terão adquirido dinâmica a justificar a revisão do critério de empilhamento de contratos para formação do montante de sobrecontratação.

26 Nota Técnica n. 027/2012-SEM/SRE/ANEEL.

27 Dentre as hipóteses aventadas, estão (i) a assunção de um elevado nível de sobrecontratação, (ii) a adoção de valor nulo para o preço de repasse dos CCEARs suspensos, (iii) a consideração de que o custo de compra de energia representa 40% da receita requerida pela distribuidora, e (iv) a necessidade de utilização de CCEAR de energia nova na formação do montante de sobrecontratação.

28 Com as alterações promovidas pela Resolução Normativa n. 305/2008.

29 Caso necessário, são considerados outros contratos bilaterais.

30 Nota Técnica n. 46/2005-SRE/ANEEL.

II.8. Definição a respeito da participação da CEA no LFA/2010

143. O reconhecimento da possibilidade de acordos bilaterais em CCEARs de energia nova servirem de instrumento para reversão ou redução de sobrecontratação cria as salvaguardas necessárias à contenção dos efeitos decorrentes da solução do caso CEA.

144. Conforme já destacado em voto proferido na reunião pública do dia 23 de março de 2012, “dada a situação de inadimplência setorial da CEA, cujo cenário de equacionamento das dívidas não se verifica no curto prazo, os reajustes tarifários não são autorizados, o que leva à degradação da capacidade da empresa de honrar os seus compromissos contratuais e, no caso específico dos CCEARs que deveriam ser celebrados, os valores de faturamento se mostram acima dos volumes de recursos arrecadados junto a seus consumidores.”

145. Notificada pela Agência para manifestar-se sobre o atraso na celebração dos CCEARs relativos ao LFA/2010, CEA quedou silente.

146. Verificada, pois, a incapacidade financeira de assinar os CCEARs do LFA/2010, o que tem repercutido sobre os vendedores daquele certame, deve ser decretada a exclusão da CEA do Leilão em virtude do descumprimento da obrigação de constituir as garantias financeiras necessárias para celebração dos CCEARs, conforme o item 16.6 do Edital:

“Em data estimada no CRONOGRAMA, deverão ser celebrados os CCEAR com os respectivos Contratos de Constituição de Garantia Via Vinculação de Receitas (CCG), para garantir o cumprimento das obrigações financeiras previstas nos CCEAR.”

147. Com a desconsideração da compra da CEA para o LFA/2010, deve ser promovido o rateio do correspondente montante de energia entre as demais distribuidoras na proporção da energia por elas comprada, com fundamento nos itens 6.2.I da sistemática do referido Leilão e 16.9 do Edital:

Item 6.2.I da sistemática (Portaria MME n. 565/2010):

“I - o rateio dos LOTES negociados por PRODUTO para fins de celebração dos respectivos CCEARs entre cada VENCEDOR e todos os COMPRADORES na proporção dos montantes negociados e das QUANTIDADES DEMANDADAS, respectivamente.”

Item 16.9 do Edital do Leilão n. 007/2010:

“Para fins de assinatura e execução dos CCEAR, a energia comercializada será rateada entre as COMPRADORAS, na proporção da Quantidade Demandada da Distribuidora e, para efeito do rateio, os LOTES DE ENERGIA negociados em MW médio serão convertidos em MWh, obtendo-se a ENERGIA CONTRATADA que constará de cada CCEAR.”

148. Observe-se que o rateio enseja o reconhecimento de sobrecontratação involuntária das distribuidoras que absorverão os montantes de energia vinculados à declaração de necessidade de compra da CEA, nos termos do § 4º do artigo 18 do Decreto n. 5.163/2004:

“§ 4º Fica garantida a neutralidade do agente de distribuição comprador, nos volumes superiores à sua declaração, com relação ao repasse dos custos de aquisição às tarifas dos consumidores finais.”

II.11. Definição a respeito da contratação realizada pela AMAZONAS no ACR 149. Os percentuais expressivos de sobrecontratação involuntária que o mencionado rateio ocasiona na AMAZONAS e na CEAL, 10% e 9% do mercado regulatório, respectivamente, reforçam a

necessidade de acordos bilaterais em CCEARs de energia nova servirem de instrumento para reversão ou redução de sobrecontratação. 150. De acordo com informações da Superintendência de Concessões e Autorizações de Transmissão e Distribuição – SCT, a interligação Tucuruí – Manaus – Macapá, cuja data inicial de entrada em operação comercial das instalações de transmissão era 16 de outubro de 2011, sofreu atrasos em virtude do processo de licenciamento ambiental, e a nova data estimada para efetiva interligação dos sistemas elétricos da AMAZONAS é maio de 2013. 151. Esse atraso na interligação provoca rebatimentos comerciais nos contratos decorrentes dos leilões listados na Tabela 13:

Tabela 13 – CCEARs celebrados pela AMAZONAS para início de suprimento anterior a maio de 2013

Leilão Energia contratada (MWméd)

2012 2013

Leilão da UHE Jirau – 21,325

7º LEN (A-5/2008) – 141,856

8º LEN (A-3/2009) 1,012 1,012

LFA/2010 – 199,860 (sem os efeitos da exclusão da CEA) 271,060 (com os efeitos da exclusão da CEA)

TOTAL 1,012 364,053 (sem os efeitos da exclusão da CEA no LFA/2010) 435,253 (com os efeitos da exclusão da CEA no LFA/2010)

152. Segundo proposta formulada pela SEM, as alternativas para minimizar os impactos comerciais experimentados pela AMAZONAS em razão do atraso na interligação de seus sistemas elétricos envolveriam (i) a autorização para a distribuidora negociar a postergação do início do período de suprimento dos CCEARs celebrados para entrega de energia a partir de 2012/2013, (ii) a aprovação de acordo bilateral de rescisão amigável de CCEAR de energia nova, com eventual reconhecimento de exposição involuntária durante o período necessário para realizar a recontratação, e (iii) o estabelecimento da prerrogativa de a AMAZONAS transferir, em caráter excepcional e temporário, o lastro e a energia vinculados aos seus CCEARs para outros agentes de mercado, com preferência a outras distribuidoras. 153. A considerar o montante de 1,012 MWméd de energia contratada para o ano de 2012, e tendo em vista que o Leilão A-3/2009 contou com apenas dois agentes vendedores, é apropriado notificá-los para manifestarem eventual interesse na suspensão ou na rescisão amigável dos contratos firmados especificamente com a AMAZONAS. 154. Com relação ao ano de 2013, a postergação do início de suprimento ou a suspensão do contrato são os instrumentos adequados para minimizar os impactos comerciais provocados pelo atraso na interligação dos sistemas elétricos da AMAZONAS, atraso esse circunscrito aos primeiros quatro meses do ano, conforme informação da SCT. 155. Em virtude de não ter se verificado, até o momento, a assinatura dos CCEARs da CEA, o que, conforme o cronograma estimado de eventos do LFA/2010, deveria ter ocorrido até 7 de março de 2011, afigurou-se devido notificar os agentes vendedores da possibilidade de postergação do início de suprimento dos CCEARs decorrentes daquele Leilão.

156. Por conta (i) da adesão de agentes vendedores à opção, conferida no Despacho ANEEL n. 2007/2011, de postergar o início do período de suprimento dos CCEARs vinculados a usinas cujo acesso aos

sistemas de transmissão se dá por meio de ICGs31 licitadas no âmbito do Leilão de Transmissão n. 01/2011-ANEEL, e (ii) da manifestação favorável, oriunda das notificações realizadas no mês passado, de outros agentes vendedores na postergação do início do período de suprimento de seus contratos, os montantes relacionados ao LFA/2010 estão, em grande parte, equacionados.

157. Cumpre ressaltar que, em virtude de ter sido oferecida a todos os agentes vendedores do LFA/2010 a opção de postergar o início do período de suprimento dos CCEARs firmados, problemas anteriores às notificações encaminhadas, entre os quais o atraso na assinatura dos CCEARs da CEA, não poderão ser posteriormente apontados como excludente de responsabilidade por eventual descumprimento do cronograma de implantação das usinas. 158. A Tabela 14 apresenta a data de início do período de suprimento dos CCEARs do LFA/2010:

Tabela 14 – Data de início do período de suprimento dos CCEARs do LFA/2010

N. Usina Tipo Data de início de

suprimento

Montante original (MWméd)

Montante 2013 pós-alteração

de data (MWméd) Observação

1 Cavernoso II PCH 01/01/2013 7,60 7,60

Não postergaram a data de início do período de suprimento

2 Galheiros I PCH 01/01/2013 6,40 6,40

3 Salto Góes PCH 01/01/2013 11,10 11,10

4 Queixada PCH 01/01/2013 16,60 16,60

5 Unaí Baixo PCH 01/01/2013 6,40 6,40

6 Mandu UTE 01/01/2013 22,30 22,30

7 Pedra Branca EOL 01/01/2013 12,20 12,20

8 São Pedro do Lago EOL 01/01/2013 13,20 13,20

9 Sete Gameleiras EOL 01/01/2013 12,50 12,50

10 Osório 3 EOL 01/01/2013 10,30 10,30

11 Caetité 2 EOL 01/01/2013 11,00 11,00

12 Caetité 3 EOL 01/01/2013 11,10 11,10

13 Mel 2 EOL 01/01/2013 9,30 9,30

14 Asa Branca IV EOL 01/09/2013 14,00 4,68

Postergaram a data de início do período de suprimento em razão

do Despacho ANEEL n. 2.007/2011

15 Asa Branca V EOL 01/09/2013 13,60 4,55

16 Asa Branca VI EOL 01/09/2013 14,40 4,81

17 Asa Branca VII EOL 01/09/2013 14,30 4,78

18 Asa Branca VIII EOL 01/09/2013 13,50 4,51

19 Costa Branca EOL 01/09/2013 9,80 3,28

20 Dreen Boa Vista EOL 01/09/2013 5,70 1,91

21 Dreen Olho D'Água EOL 01/09/2013 14,90 4,98

22 Dreen São Bento do Norte EOL 01/09/2013 14,00 4,68

23 Farol EOL 01/09/2013 9,10 3,04

24 Calango 1 EOL 01/09/2013 13,80 4,61

25 Calango 2 EOL 01/09/2013 11,80 3,94

26 Calango 3 EOL 01/09/2013 13,80 4,61

27 Calango 4 EOL 01/09/2013 12,80 4,28

28 Calango 5 EOL 01/09/2013 13,60 4,55

29 Juremas EOL 01/09/2013 7,50 2,51

30 Macacos EOL 01/09/2013 9,70 3,24

31 Pedra Preta EOL 01/09/2013 10,10 3,38

32 Renascença I EOL 01/09/2013 13,20 4,41

33 Renascença II EOL 01/09/2013 12,60 4,21

34 Renascença III EOL 01/09/2013 11,80 3,94

35 Renascença IV EOL 01/09/2013 11,20 3,74

36 Ventos de São Miguel EOL 01/09/2013 10,90 3,64

31 Instalações de transmissão de interesse exclusivo de centrais de geração para conexão compartilhada.

Tabela 14 – Data de início do período de suprimento dos CCEARs do LFA/2010 (cont.)

N. Usina Tipo Data de início de

suprimento

Montante original (MWméd)

Montante 2013 pós-alteração

de data (MWméd) Observação

37 Aratuá 3 EOL 01/07/2013 11,20 5,65

Postergaram a data de início do período de suprimento em razão

do pedido de manifestação contido no Ofício Circular n.

01/2012-SGE/ANEEL

38 Arizona 1 EOL 01/07/2013 12,30 6,20

39 Atlântica I EOL 01/07/2013 13,10 6,60

40 Atlântica II EOL 01/07/2013 12,90 6,50

41 Atlântica IV EOL 01/07/2013 13,00 6,55

42 Atlântica V EOL 01/07/2013 13,70 6,91

43 Casa Nova EOL 01/07/2013 61,40 30,95

44 REB Cassino I EOL 15/07/2013 8,90 4,12

45 REB Cassino II EOL 15/07/2013 8,00 3,70

46 REB Cassino III EOL 15/07/2013 9,50 4,40

47 Pontal 2B EOL 30/09/2013 4,20 1,06

48 Asa Branca I EOL 01/02/2014 13,20 0,00

49 Asa Branca II EOL 01/02/2014 12,80 0,00

50 Asa Branca III EOL 01/02/2014 12,50 0,00

51 Eurus IV EOL 01/02/2014 13,70 0,00

52 Ventos do Parazinho EOL 01/02/2014 14,00 0,00

53 Ventos do Morro do Chapéu EOL 01/02/2014 13,10 0,00

54 Vento Formoso EOL 01/02/2014 13,50 0,00

55 Ventos de Tianguá EOL 01/02/2014 13,10 0,00

56 Ventos de Tianguá Norte EOL 01/02/2014 14,10 0,00

TOTAL 714,30 324,96 389,37 MWméd de redução

para o ano de 2013

159. Considerando que a AMAZONAS, com a incorporação de parcela do montante de energia relativo à exclusão da CEA do LFA/2010, terá, aproximadamente, 38% de toda a energia transacionada nesse certame, a postergação do início do período de suprimento dos CCEARs daquele Leilão representa, para a AMAZONAS, redução de cerca de 147 MWméd, volume esse superior àquele correspondente ao período de atraso na interligação de seus sistemas elétricos. 160. De maneira a evitar sobras contratuais no período de atraso, janeiro a abril de 2013, e exposições financeiras negativas no mercado de curto prazo nos demais meses do ano, maio a dezembro de 2013, poderá ser utilizado, pela AMAZONAS, o mecanismo de transferência de posição contratual para acomodar sua contratação ao longo dos meses de 2013. II.12. Análise do pleito de revogação, a pedido, de autorização de usinas do Grupo Bertin Energia 161. Em um cenário de sobrecontratação, a manifestação de interesse pela desistência de implantação de usinas comprometidas com CCEAR de energia nova é favorável, pois contribui para a redução de sobras contratuais. 162. As usinas apresentadas pelo Grupo Bertin Energia pertencem ao Leilão A-5/2008, certame que resultou na negociação de energia no patamar mais elevado de preços, em comparação com os demais leilões de energia nova já realizados. 163. Estudos realizados pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG mostram que a desistência de implantação das UTEs Escolha, Cacimbaes e Macaíba não causariam prejuízo ao equilíbrio entre garantia física e carga do SIN, dada a existência de sobras de garantia física no sistema.

164. Nesse cenário, a rescisão amigável dos CCEARs contribuiria para a mitigação do nível de sobrecontratação e reduziria o custo médio de aquisição de energia das distribuidoras signatárias. 165. Ocorre que, em virtude de duas das três usinas listadas serem localizadas no Submercado Sudeste/Centro-Oeste – UTEs Escolha e Cacimbaes –, e considerando que o Grupo Bertin possui, além da UTE Macaíba, outras 10 usinas localizadas no Submercado Nordeste e envolvidas no Leilão A-5/2008, é importante ponderar, a partir dos problemas identificados de alocação da geração térmica no Submercado Nordeste, que deve ser priorizada a desistência de empreendimentos no Submercado Nordeste.

166. De toda sorte, o pleito de desistência, embora protocolado nos autos do Processo n. 48500.006051/2011-00, deve passar por sorteio de relator. III. DIREITO

167. A presente análise foi realizada com observância da (i) da Constituição Federal, (ii) das Leis n. 8.666/1993, 8.987/1995, 9.074/1995, 9.427/1996 e 10.848/2004, (iii) do Decreto n. 5.163/2004, e (iv) das Resoluções Normativas n. 63/2004, 165/2005, 169/2005, 255/2007, e 323/2008. IV. DISPOSITIVO

168. Do exposto, e considerando o que consta dos Processos n. 48500.006051/2011-00, 48500.002542/2011-73 e 48500.000587/2012-94, voto por: (i) reconhecer a viabilidade jurídica de acordos bilaterais envolvendo CCEAR decorrente de leilões de novos empreendimentos de geração, desde que observada a necessidade de prévia aprovação pela ANEEL e atendidos os princípios da modicidade tarifária e da confiabilidade de fornecimento; (ii) abrir a segunda fase da Audiência Pública n. 081/2011, para, no período compreendido entre 19 e 30 de abril de 2012, colher subsídios à proposta de resolução normativa aplicável à definição de critérios e condições para a celebração de acordos bilaterais envolvendo CCEAR de energia nova, conforme minuta anexa; (iii) esclarecer que os acordos de suspensão já submetidos à Agência deverão ser reapresentados em conformidade com as condições e os critérios que venham a ser definidos na resolução normativa resultante da segunda fase da Audiência Pública n. 081/2011; (iv) declarar a exclusão da Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA do 2º Leilão de Fontes Alternativas, objeto do Edital do Leilão n. 07/2010-ANEEL; (v) promover o rateio do montante de energia relativo à declaração de necessidade de compra da CEA no LFA/2010 entre as demais distribuidoras na proporção da energia por elas adquirida no certame; (vi) reconhecer a sobrecontratação involuntária decorrente do rateio objeto do item “v”, acima, desde que observado o princípio do máximo esforço para adequação do nível de cobertura contratual; (vii) acolher a manifestação apresentada por agentes vendedores do LFA/2010 para postergação do início do período de suprimento dos CCEARs celebrados;

(viii) determinar à Superintendência de Estudos do Mercado – SEM – que apresente, no prazo de 30 dias, proposta de disciplina normativa do MCSD de energia nova, requerendo, desde logo, sorteio de relator; (ix) determinar à SEM que, mediante termos aditivos aos CCEARs do LFA/2010, providencie a formalização (ix.a) da alteração de montantes decorrente do rateio da energia da CEA e (ix.b) da postergação do período de suprimento dos contratos, conforme datas constantes da Tabela 14 do voto; (x) determinar à Secretaria-Geral que promova sorteio de relator para o pedido formulado pelo Grupo Bertin de revogação das outorgas das usinas termelétricas Escolha, Cacimbaes e Macaíba; e (xi) determinar à Superintendência de Recursos Humanos – SRH – que registre nota de mérito nos assentos funcionais do servidor Luiz Antônio Ramos Veras, lotado na SEM, pela qualidade do trabalho desenvolvido nas Notas Técnicas n. 175/2011-SEM/ANEEL e 39/2012-SEM/ANEEL.

Brasília, de abril de 2012.

JULIÃO SILVEIRA COELHO Diretor

Versão para 2ª Fase da Audiência Pública n. 081/2011

ANEXO DO VOTO

MINUTA DE RESOLUÇÃO NORMATIVA N. , DE DE DE 2012

Estabelece critérios e condições para

celebração de acordo bilateral entre partes

signatárias de CCEAR de energia nova.

O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA –

ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria e tendo em

vista o disposto no art. 3º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, no art. 2º da Lei nº 10.848,

de 15 de março de 2004, no Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, o que consta do Processo nº

48500.006051/2011-00, e considerando:

a natureza espontânea da vinculação contratual existente entre as partes signatárias de

contratos decorrentes da realização de leilão de novos empreendimentos de geração;

a viabilidade de alteração de disposições contratuais, observados os princípios que

norteiam o modelo de comercialização de energia elétrica instituído pela Lei nº 10.848, de 15 de

março de 2004; e

o resultado da Audiência Pública no 0XX/2012, realizada no período de XX a YY de

abril de 2012, mediante intercâmbio documental, que permitiu a coleta de subsídios e informações

para o aperfeiçoamento deste ato regulamentar, resolve:

Art. 1º Estabelecer critérios e condições para celebração de acordo bilateral entre partes

signatárias de Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR

proveniente de leilões de novos empreendimentos de geração.

Parágrafo único. Para fins de simplificação, o contrato de que trata esta Resolução será

denominado “CCEAR de energia nova”.

CONDIÇÕES E CRITÉRIOS APLICÁVEIS A ACORDO BILATERAL

ATINENTE A CCEAR DE ENERGIA NOVA

Art. 2º Todo acordo bilateral atinente a CCEAR de energia nova deverá ser submetido

pelas partes signatárias para aprovação da ANEEL.

§ 1º O acordo bilateral de que trata o caput deverá ser formalizado por meio de termo

aditivo ao CCEAR de energia nova.

§ 2º Após a aprovação da ANEEL, as disposições do termo aditivo ao CCEAR de

energia nova deverão ser refletidas no processo de contabilização das operações de compra e venda

de energia elétrica no mercado de curto prazo.

Versão para 2ª Fase da Audiência Pública n. 081/2011

Art. 3º No processo de análise de acordo bilateral envolvendo CCEAR de energia nova,

serão observados os princípios de modicidade tarifária e garantia de suprimento de energia elétrica

no Sistema Interligado Nacional – SIN.

§ 1º O acordo bilateral firmado não poderá produzir efeitos negativos relevantes na

disponibilidade de garantia física do SIN e na operação eletroenergética do Operador Nacional do

Sistema Elétrico – ONS.

§ 2º No caso de o acordo bilateral resultar em aumento do custo médio de aquisição de

energia elétrica pela distribuidora, será promovido, nos processos de revisão e reajuste tarifário,

ajuste no cálculo da componente da tarifa relativa à compra de energia elétrica para garantir

neutralidade para o consumidor cativo.

§ 3º Todo acordo bilateral atinente a CCEAR de energia nova que minimizar o

montante de sobrecontratação que possui cobertura tarifária, em especial a sobrecontração

reconhecida pela ANEEL como involuntária, implicará a consideração de que tal acordo resulta em

redução do custo médio de aquisição de energia elétrica pela distribuidora.

Art. 4º Na avaliação das eventuais repercussões do acordo bilateral atinente a CCEAR

de energia nova na garantia de suprimento de energia elétrica no SIN, a ser realizada pela ANEEL,

será considerado o balanço estático de energia elétrica.

Parágrafo único. A avaliação de que trata o caput só será realizada para os casos de

acordo bilateral de rescisão amigável de CCEAR de energia nova motivado pelo interesse do agente

vendedor na desistência de implantação do empreendimento de geração atrelado ao contrato.

Art. 5º Na avaliação a respeito da repercussão do acordo bilateral submetido ao

processo de aprovação no custo médio de aquisição de energia elétrica pela distribuidora, serão

observados:

I – o preço da energia associada ao CCEAR envolvido no acordo bilateral;

II – o valor médio de todos os CCEARs celebrados pela distribuidora e considerados na

Data de Reajuste em Processamento – DRP vigente no momento da celebração do acordo bilateral;

e

III – o nível de cobertura contratual estimado, considerando os efeitos do acordo

bilateral.

§ 1º Na definição do preço da energia associada ao CCEAR envolvido no acordo

bilateral, serão considerados:

I – os efeitos da Resolução Normativa nº 165, de 19 de setembro de 2005, para os casos

de acordo bilateral de suspensão do período de suprimento de CCEAR atrelado a usina com

cronograma de implantação atrasado;

II – o valor atualizado do preço de venda do CCEAR, para o caso de contrato por

quantidade; e

III – o valor correspondente ao lance considerado vencedor no leilão, atualizado pelo

Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, para o caso de CCEAR por

disponibilidade.

Versão para 2ª Fase da Audiência Pública n. 081/2011

§ 2º Na apuração dos valores correspondentes ao ajuste no cálculo da componente da

tarifa relativa à compra de energia elétrica de que trata o § 2º do art. 3º, necessária para conferir

neutralidade para o consumidor cativo diante da celebração do acordo bilateral de suspensão do

período de suprimento, será considerada a diferença negativa entre os valores obtidos dos incisos I e

II deste artigo.

§ 3º Na avaliação de que trata o caput, não serão reproduzidos os eventuais efeitos do

acordo bilateral no cálculo do custo de sobrecontratação definido na Resolução Normativa nº 255,

de 6 de março de 2007.

MODALIDADES DE ACORDO BILATERAL ATINENTE A CCEAR DE ENERGIA NOVA

Art. 6º Para adequar o nível de cobertura contratual às necessidades de energia e

potência de seus consumidores cativos, a distribuidora poderá celebrar, dentre outras, as seguintes

modalidades de acordo bilateral envolvendo CCEAR de energia nova:

I – postergação do início do período de suprimento;

II – suspensão do período de suprimento;

III – redução temporária ou permanente de energia contratada;

IV – rescisão contratual amigável; e

V – transferência direta de posição contratual para outra distribuidora.

§ 1º As modalidades de acordo bilateral previstas nos incisos II a IV deverão ser

adotadas por distribuidoras sobrecontratadas.

§ 2º A modalidade de acordo bilateral prevista no inciso V, cuja concepção envolve a

alteração da parte compradora com manifestação favorável da parte vendedora, deverá ser adotada

por distribuidoras com níveis de contratação opostos.

Art. 7º O acordo bilateral de postergação do início do período de suprimento do

CCEAR de energia nova deverá ser firmado, preferencialmente, entre:

I – distribuidora com excesso de cobertura contratual; e

II – agente vendedor cuja usina que confere respaldo físico ao contrato não se encontra

em operação comercial em razão do atraso na entrada em operação comercial das instalações de uso

do âmbito da transmissão necessárias para o escoamento da energia produzida pela usina.

Parágrafo único. Será reconhecida, caso necessário, exposição involuntária da

distribuidora que vier a celebrar o acordo bilateral de que trata o caput.

Art. 8º O acordo bilateral de suspensão do período de suprimento do CCEAR de energia

nova deverá envolver, preferencialmente, distribuidora com excesso de cobertura contratual e

agente vendedor cuja usina que confere respaldo físico ao contrato esteja com obras em andamento.

Art. 9º O acordo bilateral de redução temporária ou permanente de montante de energia

associado a CCEAR de energia nova deverá ser celebrado, preferencialmente, por distribuidora com

Versão para 2ª Fase da Audiência Pública n. 081/2011

excesso de cobertura contratual e agente vendedor que se enquadre, de forma cumulativa, nos

seguintes requisitos:

I – cuja usina que confere respaldo físico ao contrato esteja em operação comercial; e

II – tenha a necessidade de recomposição de lastro em virtude de o valor apurado de

garantia física, referenciado ao centro de gravidade, ser inferior ao montante de energia contratada.

Art. 10. O acordo bilateral de rescisão amigável de CCEAR de energia nova deverá ser

pactuado, preferencialmente, por distribuidora com excesso de cobertura contratual e agente

vendedor que tenha interesse na desistência de implantação do empreendimento de geração atrelado

ao contrato.

Art. 11. Os acordos bilaterais de que tratam os artigos 9º e 10 não poderão resultar em

aumento do custo médio de aquisição de energia elétrica pela distribuidora.

Art. 12. O acordo bilateral de transferência direta de posição contratual para outra

distribuidora poderá ser celebrado até a implementação de mecanismo centralizado de transferência

de posição contratual entre distribuidoras, conforme norma específica a ser aprovada pela ANEEL.

DISPOSIÇÕES FINAIS E TRANSITÓRIAS

Art. 13. Excepcionalmente, os acordos bilaterais atinentes a CCEAR de energia nova

celebrados antes da publicação desta Resolução, na hipótese de serem mantidos pelas partes

signatárias e aprovados pela ANEEL, produzirão efeitos retroativos.

Parágrafo único. As partes signatárias dos acordos bilaterais de que trata o caput

deverão confirmar, no prazo máximo de 30 (trinta) dias contados da publicação desta Resolução, o

interesse pelo referido acordo, sendo permitida a alteração de seu conteúdo.

Art. 14. Com o objetivo de orientar os agentes de mercado que atuam no Ambiente de

Contratação Regulada – ACR, serão disponibilizados, em procedimento de comercialização

específico, modelos de termo aditivo aplicáveis às modalidades de acordo bilateral descritas no art.

6º.

Parágrafo único. Na hipótese de a formalização do acordo bilateral envolvendo CCEAR

de energia nova não estar consubstanciada em modelo de termo aditivo de que trata o caput, a

instrução do processo de aprovação desse acordo contemplará, além da análise dos requisitos

estabelecidos no art. 3º, a apreciação da minuta de termo aditivo formulada pelas partes signatárias.

Art. 15. A distribuidora que atua no ACR deverá enviar à Superintendência de Estudos

do Mercado –SEM/ANEEL, até o final dos meses de junho e de dezembro de 2012, declaração

denominada “Declaração de Parâmetros de Contratação – DPC”, a conter as seguintes informações:

I – montante de energia associado a:

a) consumo do mercado cativo;

b) contratos registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica;

c) relações comerciais representadas na CCEE por meio de modelagem de ativo de

geração; e

Versão para 2ª Fase da Audiência Pública n. 081/2011

d) geração própria;

II – relação dos contratos de compra de energia elétrica cujo período de suprimento se

encerra no ano de competência;

III – relação de CCEARs de energia nova cuja rescisão, ocorrida no ano de

competência, tenha sido motivada:

a) pela aplicação da Resolução Normativa nº 437, de 24 de maio de 2011;

b) pelo desligamento do agente vendedor da Câmara de Comercialização de Energia

Elétrica – CCEE; ou

c) pela cassação da outorga da usina comprometida com essa contratação; e

IV – demais dados que forem julgados pertinentes para a adequada visualização do

nível de cobertura contratual e do perfil de contratação da distribuidora.

§ 1º Todos os dados de energia constantes da declaração de que trata o caput deverão

ser expressos em MWméd e estar referenciados ao centro de gravidade.

§ 2º Na declaração encaminhada no mês de junho, deverão ser apresentados os dados de

energia relativos ao ano de competência e ao ano subsequente.

§ 3º Na declaração encaminhada no mês de dezembro, deverão ser apresentados os

dados de energia relativos ao ano subsequente ao ano de competência.

§ 4º Com o propósito de padronizar a declaração de que trata o caput, a distribuidora

deverá adotar o modelo de declaração apresentado no Anexo desta Resolução.

§ 5º O descumprimento da obrigação estabelecida neste artigo ensejará a aplicação de

sanção prevista no inciso XVIII do art. 4º da Resolução Normativa nº 63, de 12 de maio de 2004.

Art. 16. Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.

NELSON JOSÉ HÜBNER MOREIRA

Versão para 2ª Fase da Audiência Pública n. 081/2011

ANEXO DA RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº N. , DE DE DE 2012

Tabela 1 – Declaração de Parâmetros de Contratação (DPC)

Parâmetro

Montante (MWméd)

Ano de

competência (20XX)

Ano

subsequente (20YY)

A Consumo do mercado cativo

B Contratos registrados na CCEE

B.1) Quota-parte de Itaipu

B.2) Contratos celebrados antes da Lei nº 10.848/2004

B.3) Contratos decorrentes do processo de desverticalização

B.4) Contratos provenientes de realização de chamada pública para

aquisição de energia elétrica oriunda de geração distribuída

B.5) Contratos resultantes de leilão de ajuste

B.6) CCEAR de energia existente

B.7) CCEAR de energia nova

C Relações comerciais representadas na CCEE por meio de modelagem de

ativo de geração

D Geração própria

E Relação de contratos de compra de energia elétrica cujo período de

suprimento se encerra no ano de referência

F Relação de CCEARs energia nova cuja rescisão, ocorrida no ano de

competência, tenha sido motivada pela aplicação da Resolução Normativa

nº 437/2011, pelo desligamento do agente vendedor da Câmara de

Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, e/ou pela cassação da

outorga da usina vinculada a essa contratação

Nível de cobertura contratual estimado: (B+C+D)/A

Observações:

1) Adotar, no que couber, as premissas utilizadas na definição dos montantes de energia relativos à declaração de necessidade de

compra de energia elétrica para os leilões regulados.

2) O montante de energia relativo à quota-parte de Itaipu para o ano subsequente ao de competência deverá observar eventual alteração do valor correspondente a sua quota-parte, conforme resolução homologatória específica.

3) Considerar, na definição dos montantes de energia relativos a CCEAR de energia existente (Parâmetro B.6), os efeitos dos

processamentos do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits – MCSD já realizados (termos de cessão e redução de energia contratada).

4) Considerar, na definição dos montantes de energia relativos a CCEAR de energia existente para o ano subquente ao de

competência (Parâmetro B.6), somente o volume de energia associado aos contratos já celebrados (não incluir o volume referente

a eventual necessidade de recontratação face ao término do período de suprimento de contratos ao longo do ano de referência).

5) Desconsiderar, dos montantes de energia relativos a CCEAR de energia nova (Parâmetro B.7), os volumes referentes aos contratos

listados no Parâmetro “F”.

6) Desconsiderar, dos montantes de energia relativos a CCEAR de energia nova (Parâmetro B.7), os efeitos decorrentes da decisão da

ANEEL de promover a postergação do início do período de suprimento de determinados contratos.

7) No caso de encerramento do período de suprimento de CCEAR de energia existente, utilizar, para fins de apresentação do

Parâmetro “E”, a nomenclatura empregada para referenciar o contrato ao produto do leilão [ex: Produto 2005-08 (CCEARs com período de suprimento de 8 anos, iniciado em 2005)].

Data: ____ / ____ /____

Representante legal

(nome, cargo, telefone, e-mail)

Representante operacional (opcional)

(nome, cargo, telefone, e-mail)