Repasse para as tarifas de investimentos do
Luz para Todos é aprovado pela Aneel

       As concessionárias de distribuição de energia elétrica poderão repassar aos consumidores os custos decorrentes da universalização do acesso à energia na área rural, por meio do Programa Luz para Todos. Aprovada esta semana pela diretoria da Aneel, a metodologia considera os investimentos realizados segundo as diretrizes do Programa e os custos operacionais envolvidos.
       Além das despesas, também é levada em consideração a receita obtida com as unidades consumidoras atendidas pelo Programa Luz Para Todos, descontada taxa de inadimplência de 0,5% do faturamento bruto reconhecida pela Aneel. O impacto tarifário para os consumidores será limitado a 8%, conforme previsto na Resolução Normativa Aneel nº 175/2005.
       O texto final do regulamento que institui os critérios de ressarcimento às distribuidoras é resultante das contribuições incorporadas em processo de audiência pública realizado pela Aneel entre 20 de abril e 30 de maio deste ano. Esse ressarcimento levará em conta apenas as obras concluídas e o número de unidades consumidoras atendidas até a data do reajuste anual ou da revisão tarifária periódica das distribuidoras.
       A metodologia determina que investimentos feitos com capital da concessionária serão remunerados com base no Custo Médio Ponderado de Capital definido pela Aneel para o primeiro (11,26%) e o segundo (9,95%) ciclos de revisão tarifária das distribuidoras. Em relação aos financiamentos com recursos da Reserva Global de Reversão (RGR)*, apenas o custo efetivo desses empréstimos será incorporado à tarifa. O custo médio ponderado de capital é um indicador que possibilita o cálculo da taxa de retorno dos investimentos das empresas.
       Pela regulamentação, os investimentos feitos a partir de recursos destinados ao Programa sem ônus para a concessionária não terão direito ao recebimento de remuneração ou depreciação via tarifa. A metodologia aprovada pela Aneel trata apenas dos valores desembolsados pelas distribuidoras sem cobertura tarifária.
       O Luz Para Todos foi instituído pelo Decreto 4.873/2003 com o objetivo de universalizar o acesso à energia elétrica na área rural. O programa prevê o atendimento a 100% da população do campo até dezembro de 2008, com recursos originários da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)**, do caixa de estados e municípios, de financiamentos da RGR e de aportes de capital das distribuidoras.
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*Reserva Global de Reversão (RGR) - encargo do setor elétrico criado pelo Decreto nº 41.019/1957 com a finalidade de indenizar ativos em caso de reversão e/ou encampação dos serviços públicos de energia elétrica, e para financiar a expansão do setor elétrico.
**Conta de Desenvolvimento Energético - encargo criado pela Lei 10.438/2002 com a finalidade de possibilitar a ampliação da oferta de energia a partir de fontes alternativas, promover a universalização do serviço de energia e subsidiar a tarifa social para consumidores de baixa renda.  

Aneel estabelece tarifas básicas para
cooperativas de eletrificação rural

       A Aneel aprovou esta semana as tarifas básicas para oito cooperativas de eletrificação rural localizadas nos estados de São Paulo, Santa Catarina, Rio de Janeiro e Rio Grande do Sul. As tarifas só poderão ser aplicadas aos seus consumidores após o enquadramento como permissionárias e a assinatura dos respectivos contratos de permissão para o fornecimento de energia elétrica. As tarifas básicas são referenciadas a 31 de dezembro de 2003. Haverá ainda atualização das tarifas pelo Índice Geral de Preços de Mercado (IGP-M). Veja aqui a lista das cooperativas.
       As oito cooperativas fazem parte de um total de 21 entidades que tiveram prazo adicional em julho, quando foram aprovadas as tarifas de outras 22 cooperativas (veja aqui), para se manifestarem quanto às tarifas básicas propostas pela Agência. Do total de 21 cooperativas, 19 concordaram com as tarifas propostas pela Aneel. Além das oito que tiveram suas tarifas aprovadas esta semana, outras seis terão tarifas aprovadas na próxima semana e as demais no próximo ano.
Tarifa obrigatória – Mais 12 cooperativas (veja aqui) de eletrificação rural terão obrigatoriamente as tarifas definidas pela metodologia de revisão tarifária, a ser definida pela Aneel, antes do enquadramento e contrato como permissionárias. Desse total, quatro não tiveram tarifas calculadas pelo processo de simulações tarifárias simplificado adotado para as outras cooperativas, pela falta ou inconsistência nos dados solicitados pela Aneel. Outras seis cooperativas, submetidas ao mesmo processo de simulações não apresentaram parâmetros técnicos compatíveis com as tarifas praticadas pelas distribuidoras de suas áreas e duas não aceitaram as tarifas propostas apresentadas pela Agência.
       A homologação das tarifas básicas das entidades é uma das etapas do processo de regularização das cooperativas, desenvolvido pela Aneel para cumprimento da legislação a partir da Lei nº 9.074/1995 e da Resolução Aneel nº 012/2002, que estabelecem parâmetros para o enquadramento como permissionárias. As diretrizes para a fixação de tarifas e regularização das cooperativas estão previstas na Resolução Normativa Aneel nº 205/2005. A Resolução Normativa Aneel nº 213/2006 aperfeiçoou a regulamentação, ao restringir a atuação das cooperativas às atividades previstas no contrato de permissão a ser assinado com a Aneel.
       A partir da assinatura dos contratos como permissionárias, os consumidores das cooperativas passarão a pagar tarifas fixadas pela Aneel e terão direitos e deveres equivalentes aos consumidores das concessionárias de distribuição. Por sua vez, as cooperativas deverão cumprir a regulação do setor elétrico não só em relação a tarifas, mas à qualidade dos serviços prestados.
       No total, foram 54 cooperativas de eletrificação rural identificadas pela Agência em todo o Brasil passíveis de serem enquadradas como permissionárias no processo de regularização que vem sendo desenvolvido pela Aneel desde 2000. Confira aqui a situação destas cooperativas:

Tarifas usadas no cálculo da compensação financeira e
na cobertura de custos de usinas são aprovadas pela Aneel

       A Tarifa Atualizada de Referência (TAR) usada no cálculo da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH) para geração hidrelétrica terá seu valor reajustado de R$ 57,63 por megawatt-hora (MWh) para R$ 60,04 MWh a partir de 1º de janeiro de 2008. A correção de 4,19% equivale à variação, nos últimos 12 meses, do Índice de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE).
       O novo valor da TAR terá impacto sobre os recursos que serão pagos em 2008 pelas geradoras à União, a 21 estados, ao Distrito Federal e a 627 municípios como compensação financeira pelo alagamento de áreas destinadas a usinas hidrelétricas. Em 2007, os recursos da compensação financeira alcançaram, até novembro, valor total de R$ 1,1 bilhão, recolhido por 152 usinas. Dessa soma, mais de R$ 900 milhões (90%) foram pagos ao DF, aos estados (45%) e aos municípios (45%).
       Além da TAR, duas outras tarifas tiveram seu valor atualizado esta semana pela Aneel com base na variação do IPCA: a Tarifa de Energia de Otimização (TEO), que passou de R$7,47 MWh para R$ 7,77/MWh; e a Tarifa de Serviços Ancilares (TSA), de R$ 3,64 por megavar-hora (Mvarh)para R$ 3,79 Mvarh. Ambas também terão vigência a partir de 1º de janeiro de 2008.
       A tarifa de otimização é destinada à cobertura dos custos de operação e de manutenção de usinas hidrelétricas, assim como ao pagamento da compensação financeira referente à energia adicional gerada por essas usinas dentro do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE)* da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Seu cálculo reflete em parte a variação da TAR.
       A tarifa de serviços ancilares remunera os serviços de suporte na operação e manutenção de usinas e é influenciada pela correção da tarifa de otimização.
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*Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) - mecanismo de compartilhamento do risco hidrológico entre os agentes de geração. É acionado pelo Operador Nacional Sistema Elétrico (ONS) para compensar a queda no nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas por meio do aumento da geração de outros empreendimentos hidráulicos em situação de maior disponibilidade de água, ou ainda de usinas termelétricas.  

Definidas novas metas de DEC e FEC para a Cocel (PR)

       A Companhia Campolarguense de Energia (Cocel) deverá cumprir novas metas anuais, em 2008, para os indicadores de qualidade que medem a duração (DEC) e a freqüência (FEC) de interrupções no fornecimento de energia elétrica ocorridas em sua área de concessão.
       O regulamento, aprovado esta semana pela Aneel, altera as metas determinadas na Resolução Normativa nº 106/2004 em conseqüência da reconfiguração de conjuntos de unidades consumidoras atendidos pela distribuidora, que propôs o agrupamento dos três conjuntos existentes (Campo Largo, Jazida e Três Córregos) para apenas um conjunto de unidades consumidoras abrangendo toda a área de concessão.
       A revisão das metas foi solicitada pela Cocel de acordo com o artigo 17 da Resolução n° 024/2000, que estabelece os critérios de apuração dos indicadores de qualidade. Segundo o regulamento, as metas anuais dos indicadores devem ser redefinidas no ano correspondente à revisão tarifária das concessionárias. A resolução prevê ainda a possibilidade de uma revisão extraordinária no período entre as revisões por solicitação da concessionária
       O DEC indica o tempo médio em que uma unidade consumidora ficou sem energia e o FEC indica o número de vezes em média que ocorreu interrupção no fornecimento de uma unidade consumidora. O objetivo é proporcionar a melhoria da qualidade do serviço prestado aos consumidores, com a garantia da redução gradual dos valores globais desses indicadores.
       Além dos indicadores coletivos, o serviço das concessionárias é avaliado por indicadores individuais, conhecidos como DIC (Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora) e FIC (Freqüência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora), que medem, respectivamente, a duração e a freqüência das interrupções do fornecimento de energia em cada unidade consumidora. Esses números são detalhados pelas distribuidoras na fatura mensal de seus consumidores.
       Na definição das metas de DEC e FEC, a Agência considera a comparação de desempenho entre os conjuntos de unidades consumidoras das distribuidoras para obter maior homogeneidade entre os agrupamentos de consumidores.
 

Nova usina é autorizada em Goiás

       A empresa Triton Energia Ltda. está autorizada a implantar a pequena central hidrelétrica (PCH) Tamboril no rio Bonito, entre os municípios de Arenópolis e Palestina de Goiás, em Goiás. A empresa vai atuar como produtora independente de energia.
       A usina terá 21,9 megawatts (MW) de capacidade instalada e deverá entrar em operação comercial em janeiro de 2011. As instalações de transmissão da PCH compreendem uma subestação de 13,8/69 kV que será conectada à subestação Palestina, de propriedade da Celg, por uma linha de transmissão de aproximadamente 30 quilômetros de extensão.
       A Agência autorizou também a regularização da termelétrica Cerradinho Potirendaba e a empresa Usina Cerradinho açúcar e Álcool S/A, responsável pelo empreendimento, atuará como produtora independente. A térmica terá a capacidade ampliada para 40,2 MW e está localizada no município de Potirendaba, em São Paulo.
       Os produtores independentes (PIEs) são empresas ou grupo de empresas reunidas em consórcio, com autorização ou concessão para produzir energia destinada ao comércio de toda ou parte da produção, por sua conta e risco. Os produtores independentes podem ampliar e melhorar as condições de oferta e prestação de serviços, tendo como garantia o livre acesso aos sistemas elétricos. Além disso, têm autonomia para fechar contratos bilaterais de compra e venda de energia elétrica.