Boletim Energia nº 300

Aprimoramentos de metodologias da revisão tarifária
são submetidos à audiência pública

       As propostas de aperfeiçoamento dos critérios a serem usados no segundo ciclo de revisão tarifária periódica das concessionárias de distribuição para a definição do modelo de Empresa de Referência*, o cálculo do Fator X**, a Base de Remuneração de Ativos*** e o tratamento de Perdas e Receitas Irrecuperáveis**** estão disponíveis desde ontem (20/12) em processo de audiência pública. O prazo de contribuições por escrito será encerrado no dia 22 de fevereiro de 2008. No dia 27 de fevereiro do ano que vem será realizada reunião pública na sede da Agência em Brasília para que os interessados possam apresentar pessoalmente suas manifestações.
       Os aprimoramentos sugeridos pela Aneel no processo de revisão estabelecem parâmetros para a elaboração de um modelo de Empresa de Referência mais próximo à realidade do segmento de distribuição e baseado no princípio das boas práticas de gestão das empresas. Em relação ao cálculo do Fator X, a proposta faz adequações na metodologia atual para torná-la mais transparente, por meio do detalhamento de receitas e despesas, da evolução da base de remuneração e da projeção de ganhos médios de produtividade.
       Em relação às perdas técnicas e não-técnicas de energia, a idéia é determinar o tratamento adequado ao tema, por meio de metodologia que permita a comparação entre as diversas concessionárias de distribuição. A proposta também define critérios para o cálculo dos custos operacionais e dos investimentos necessários para o combate às perdas, assim como do nível de perdas desejável para o ciclo tarifário.
       As alterações propostas para a definição da Base de Remuneração incluem a adoção do custo histórico atualizado de equipamentos e instalações voltados para a prestação do serviço de distribuição que entraram em operação entre a primeira e a segunda revisão tarifária da distribuidora. O valor da base deverá refletir ainda os preços médios contratados pelas empresas em obras do Programa Luz Para Todos.
       As notas técnicas com as propostas de metodologia podem ser consultadas no endereço eletrônico www.aneel.gov.br, nos links Audiências/Consultas/Fórum do perfil A Aneel. As contribuições por escrito deverão ser enviadas para o e-mail ap052_2007@aneel.gov.br, para o fax (61) 2192-8839, ou pelo correio para o endereço SGAN – Quadra 603 – Módulo I – Térreo/Protocolo Geral da ANEEL – Brasília- DF - CEP 70.830-030.
       Veja abaixo as propostas de alteração das metodologias de revisão:

Tema/Definição	Proposta em audiência
Empresa de Referência	- Definição de modelo compatível com a realidade do mercado de distribuição.
Fator X	- Adequações na metodologia de cálculo com a finalidade de explicitar os itens que compõem receita e despesa; a evolução da base de remuneração e a projeção dos ganhos de produtividade das empresas.
Perdas Técnicas, Perdas Não-Técnicas e Receitas Irrecuperáveis	- Metodologia específica para cálculo das perdas baseada na comparação entre as diversas empresas; critério para cálculo dos custos operacionais e dos investimentos relacionados a ações de combate às perdas; análise do nível de redução de perdas desejável para as empresas no atual ciclo de revisão e definição do nível de receitas irrecuperáveis reconhecidas no cálculo tarifário.
Base de Remuneração	- Adoção do custo histórico das instalações e dos equipamentos voltados para a distribuição no cálculo do valor da base; reconhecimento dos custos do Programa Luz Para Todos com base nos preços médios contratados; estabelecimento de prazos para conclusão e apresentação dos laudos de avaliação da base, assim como de novos critérios para a participação de empresas avaliadoras nos processos de revisão.

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* Empresa de Referência - Modelo usado no processo de revisão que estabelece parâmetros de desempenho por empresa com vistas à gestão eficiente dos serviços prestados. Considera aspectos específicos de cada contrato de concessão, como características do mercado atendido, localização dos consumidores e níveis de qualidade.
**Fator X - mecanismo que permite o compartilhamento com os consumidores dos ganhos de produtividade projetados para as empresas no intervalo entre as revisões tarifárias periódicas.
***Perdas Técnicas, Perdas Não-Técnicas e Receitas Irrecuperáveis - Perdas técnicas são perdas no transporte da energia na rede de distribuição. Perdas não técnicas são perdas decorrentes de furto ou de adulteração nos medidores de energia elétrica. Receitas irrecuperáveis dizem respeito à parcela não gerenciável da inadimplência, ou seja, aquela sobre a qual as empresas não têm controle.
****Base de Remuneração - É o montante do investimento a ser remunerado. Considera o valor dos ativos necessários à prestação do serviço de distribuição.

Aneel aprova Curvas de Aversão a Risco para 2008/2009

       A versão atualizada das Curvas de Aversão a Risco (CAR) dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte para o biênio 2008/2009 foi aprovada esta semana pela diretoria da Aneel. As novas curvas terão vigência a partir de 1º de janeiro, quando passarão a ser consideradas no planejamento de operação do Sistema Interligado Nacional.
       A CAR é um mecanismo criado pela Resolução nº 109/2002, da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica (GCE), que define o nível mínimo de armazenamento dos reservatórios das hidrelétricas necessário à produção de energia com segurança para o sistema. Seu objetivo é sinalizar para eventuais riscos de desabastecimento de energia e para a necessidade de acionamento das usinas termelétricas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
       Veja abaixo como ficarão os novos limites da CAR a partir de janeiro:
Sudeste/Centro-Oeste - A curva de aversão para as duas regiões foi definido com base na afluência do quarto pior biênio do histórico de vazões (1933/1934). No início de janeiro de 2008, o nível mínimo de armazenamento dos reservatórios será de 36%. O pico da curva (68%) ocorrerá nos meses de abril e maio, final do período úmido, e o menor volume (39%) em 31 dezembro de 2008. Para 2009, a CAR dessas regiões chegará a 39% em 1º de janeiro, com pico de 52% em 31 de março e baixa para 10% em dezembro daquele ano.
       Para dar maior transparência ao processo de monitoramento dos reservatórios do Sudeste e do Centro-Oeste, a Aneel decidiu determinar ao ONS a apresentação de notas técnicas semanais com as condições e a avaliação do nível de segurança dos reservatórios dessas regiões. Esses documentos estarão disponíveis também para os todos agentes do setor elétrico. Caso julgue necessário, o Operador do Sistema poderá solicitar a Aneel a alteração da curva para aumentar a segurança do sistema.
Sul - A curva projetada para 2008 vai oscilar entre 13% e 22%. Já em 2009, o pico será de 19% e o ponto mais baixo de 13%.
Nordeste - O armazenamento requerido irá variar de 10% a 53% em 2008 e de 45% a 10% em 2009.
Norte - As curvas referentes aos anos 2008 (de 75% a 15%) e 2009 (72% e 15%) serão utilizadas pelo ONS apenas nos meses de julho a dezembro, durante o período seco, uma vez que o reservatório da usina hidrelétrica de Tucuruí (PA), principal reservatório da região, sempre atinge a capacidade máxima de armazenamento durante o período chuvoso.
       Entre as premissas consideradas na definição das curvas de aversão estão a carga e os limites de transmissão de energia entre as regiões; a disponibilidade de geração das usinas termelétricas a gás em razão da assinatura do Termo de Compromisso pela Petrobrás; a diversidade dos regimes de chuva e a ocorrência de condições hidrológicas críticas simultâneas nos diferentes subsistemas; o cronograma de obras de geração; o histórico de vazões naturais dos rios e o uso múltiplo dos recursos hídricos.
       As curvas definidas para os quatro subsistemas são resultantes de estudos elaborados pelo ONS e das 21 contribuições apresentadas no processo de audiência pública realizado entre os dias 21 de novembro e 7 de dezembro. Para maiores detalhes, consulte a documentação disponível no link Audiências/Consultas/Fórum do endereço eletrônico www.aneel.gov.br.

Preços no mercado de curto prazo e Custo do
Déficit de energia são corrigidos pela Aneel

       O preço mínimo da energia comercializada no mercado de curto prazo (PLD_min) será corrigido em 1º de janeiro de 2008 e passará dos atuais R$17,59 por megawatt-hora (MWh) para R$ 15,57 por MWh. Já o valor máximo do chamado Preço de Liquidação das Diferenças (PLD_max) será reajustado de R$ 534,30 por MWh para R$ 569,59 por MWh. Os novos preços foram aprovados esta semana pela Aneel.
       O PLD Mínimo é calculado com base no custo de operação e manutenção das usinas hidrelétricas, assim como os de Compensação Financeira pelo Uso dos Recursos Hídricos (CFURH) e royalties. Seu valor é corrigido anualmente pelo custo variável de operação da usina hidrelétrica de Itaipu, e atualizado na primeira semana de janeiro, tão logo o Banco Central do Brasil divulgue a variação média do dólar americano nos últimos 12 meses.
       A correção do PLD Máximo corresponde ao menor valor entre o preço estrutural da usina termelétrica mais cara incluída no Programa Mensal de Operação (PMO) do Operador Nacional do Sistema (ONS) para o mês de janeiro de 2008, e a atualização desse preço, pela variação nos 12 meses anteriores do Índice Geral de Preços – Disponibilidade Interna (IGP-DI) da Fundação Getúlio Vargas.
Custo de Déficit - A diretoria da Aneel atualizou também a Curva de Custo do Déficit de energia elétrica para 2008 pelo IGP-DI, que acumulou alta de 6,604% entre os meses de novembro de 2006 e novembro de 2007. O custo do déficit de energia é um parâmetro importante no planejamento da operação do Sistema Interligado Nacional (SIN) pois reflete, na prática, o quanto custa para a sociedade a insuficiência da oferta de energia elétrica. Ele é definido em razão da profundidade do corte na carga do sistema.
       Veja abaixo os valores estabelecidos para o próximo ano:

Curva de custo do déficit

Patamares (% de Redução de Carga – RC)	Custo do Déficit (R$/MWh) para 2008 Atualização pelo IGP-DI
De 0% a 5%	944,51
Entre 5% e 10%	2.037,61
Entre 10% e 20%	4,257,97
Maior que 20%	4.838,69

Homologadas tarifas básicas de mais cinco
cooperativas de eletrificação rural

       As tarifas básicas da Cooperativa de Eletrificação de Paulo Lopes Ltda. (Cerpalo), da Cooperativa de Energização e Desenvolvimento Rural do Vale do Itariri (Cedri), da Cooperativa de Eletrificação Rural de Gravatal Ltda. (Cergral), da Cooperativa Mista Cocal do Sul (Coopercocal) e Cooperativa de Eletrificação Rural de Arapoti (Ceral Arapoti) foram aprovadas esta semana pela Aneel. A homologação das tarifas é parte do processo de regularização dessas entidades para enquadramento como permissionárias, desenvolvido pela Agência para cumprimento da legislação a partir da Lei nº 9.074/1995 e da Resolução Aneel nº 012/2002.
       As cinco cooperativas, localizadas nos estados de Santa Catarina, São Paulo e Paraná, somam-se às outras 30 (veja aqui) que já tiveram suas tarifas definidas pela Aneel este ano. Em 2008 está prevista a homologação das tarifas básicas de outras seis entidades (veja aqui).
       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. As tarifas básicas de outras 13 entidades rurais (veja aqui) serão definidas obrigatoriamente de acordo com metodologia de revisão tarifária, que será desenvolvida pela Aneel, antes do enquadramento e contrato como permissionárias.
       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, etapa final do processo de regularização das cooperativas como permissionárias. 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).
       O modelo dos contratos de permissão está disponível para consulta na página da Aneel na internet (www.aneel.gov.br) desde a última terça-feira (18/12) e deverá ser aprovado em reunião de diretoria em janeiro do ano que vem.
       As diretrizes para a fixação de tarifas e regularização das cooperativas estão previstas na Resolução Normativa Aneel nº 205/2005.

Multa da Petrobras por descumprimento do
Termo de Compromisso é mantida pela Aneel

       A diretoria colegiada da Agência negou recurso apresentado pela Petróleo Brasileiro S/A (Petrobras) contra a penalidade imposta pelo descumprimento do Termo de Compromisso no mês de julho e manteve a multa de R$ 84.687,834,99. O valor deverá ser pago em dez dias a contar da publicação do despacho no Diário Oficial da União. A estatal poderá ainda apresentar no mesmo prazo proposta alternativa de quitação da multa como, por exemplo, a devolução da energia não gerada.
       A penalidade corresponde ao não-atendimento da integralidade da ordem de despacho das UTE´S Norte Fluminense, Três Lagoas, Rômulo Almeida (antiga Fafen) e Celso Furtado (antiga Termobahia). A Petrobras alegou que diversos eventos extraordinários contribuíram para a redução temporária das potências disponibilizadas para as usinas, tais como os Jogos Pan-americanos, a crise de abastecimento na Argentina, o incêndio na plataforma P-50 e o atraso na operação do Gasoduto Campinas-Taubaté.
       O valor da multa é resultante do cálculo da diferença entre a potência despachada e a potência disponível, multiplicada pelo tempo em que o empreendimento ficou sem combustível e por um percentual crescente do valor máximo da energia vendida no mercado de curto prazo (PLD Máximo).
Acordo - A assinatura de Termo de Compromisso entre a estatal e a Agência estabelece cronograma de oferta de combustíveis para 24 usinas termelétricas das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste, no período de 2007 a 2011. O documento prevê a aplicação de penalidades à estatal por descumprimento do acordo preestabelecido, em caso de indisponibilidade de geração dessas usinas motivada por falta de combustível. A programação do cronograma de oferta de combustíveis estabelece disponibilidade média de geração de 2.200,1 MWmédios para os 24 empreeendimentos no primeiro semestre de 2007. Esse montante deverá atingir 6.737,7 MWmédios no primeiro semestre de 2011.
       O descumprimento, por 70 dias consecutivos ou intercalados, do cronograma apresentado à Agência, resultará no cancelamento do Termo de Compromisso e na retirada das usinas da programação do ONS.

Aprovada nova tarifa de repasse de energia de Itaipu

       A Aneel aprovou esta semana reajuste de -3,05% na tarifa de repasse de energia produzida pela usina Itaipu Binacional. A tarifa, que entrará em vigor no próximo dia 1º, foi reduzida de US$ 23,7524 para U$$ 23,0270 por quilowatt (kW).
       Essa queda é decorrente de decisão do conselho de administração da hidrelétrica que decidiu baixar de US$ 22,20/kW para US$ 21,99/kW o custo unitário dos serviços de eletricidade da usina e o custo da energia cedida ao Brasil pelo Paraguai de U$$ 0,81/kW para U$$ 0,77/kW. Esses custos são considerados no cálculo da tarifa, que será vigente até o dia 31 de dezembro de 2008.
       A tarifa de repasse é o valor que será pago pelas 30 distribuidoras cotistas para aquisição da energia da hidrelétrica, que é comercializada pela Eletrobrás. As concessionárias cotistas (veja aqui) estão localizadas nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste.

Declaradas de utilidade pública faixas
de terra em GO, DF, MG, SP e RS

       Áreas de terras numa faixa de 110 metros de largura situadas os estados de Goiás, Distrito Federal, Minas Gerais, São Paulo e Rio Grande de Sul necessárias para passagem de linhas de transmissão foram declaradas de utilidade pública, para fins de servidão administrativa. As declarações favorecem as empresas Geração CIII S/A, Energética Corumbá III S/A, Poços de Caldas Transmissora de Energia Ltda. (PCTE), AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S/A.
       Em Goiás e no Distrito Federal, a declaração possibilitará a passagem da linha de transmissão que conectará a hidrelétrica de Corumbá III, de propriedade da Geração CIII S/A e da Energética Corumbá III S/A, à subestação Mangueiral, de propriedade da Companhia Energética de Brasília (CEB). O empreendimento terá 138 quilovolts (kV) de tensão e passará pelos municípios de Luziânia (GO) e Cidade Ocidental (DF) numa extensão de 105 quilômetros.
       As faixas de terras declaradas em São Paulo e Minas Gerais são necessárias para a implantação de três linhas de transmissão que conectarão a subestação Jaguara à subestação Estreito, a subestação Estreito à subestação Ribeirão Preto e a Subestação Ribeirão Preto à Subestação Poços de Caldas. As linhas irão operar com 500 kV e terão extensão total de 308 km.
       Nos municípios gaúchos de Passa Sete e Candelária será construída a linha de distribuição Candelária - Centro Serra, que interligará a subestação Candelária à subestação Centro Serra, de propriedade da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S/A. O empreendimento 69 kV de tensão e aproximadamente 42 quilômetros de extensão.

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