de Desenvolvimento Energético CDE para 2015. I - DO ......COI, com fundamento no art. 12, caput, da Lei nº 12.035, de 1º de outubro de 2009. Esses recursos estão vinculados ao

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

Nota Técnica nº 33 /2015-SGT-SRG/ANEEL.

Em 26 de fevereiro de 2015.

Processo no 48500.005122/2014-91.

Assunto: Definição das quotas anuais da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE para 2015.

I - DO OBJETIVO

Esta Nota Técnica tem por objetivo submeter à apreciação da Diretoria Colegiada da ANEEL, proposta para a definição das quotas anuais da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE do ano de 2015, nos termos do art. 13º da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, após análise das contribuições recebidas no âmbito da Audiência Pública nº 003/2015.

II - DOS FATOS Marco Legal e Regulatório 2. A Conta de Desenvolvimento Energético – CDE foi criada em 2002, com os seguintes objetivos originais: (i) promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados; (ii) promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional; e (iii) garantir recursos para atendimento à subvenção econômica destinada à modicidade da tarifa de fornecimento de energia elétrica aos consumidores da Subclasse Residencial Baixa Renda (Tarifa Social de Energia Elétrica - TSEE). 3. Com relação às fontes de recursos da Conta, foram previstos inicialmente os pagamentos anuais realizados pelos concessionários e autorizados a título de Uso de Bem Público – UBP, as multas aplicadas pela ANEEL e, a partir de 2003, as quotas anuais pagas por todos os agentes que comercializam energia elétrica com consumidor final, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de distribuição e transmissão de energia elétrica. 4. A regulamentação e a programação orçamentária da CDE compete ao Poder Executivo, a movimentação financeira da conta às Centrais Elétricas Brasileiras – Eletrobras, e à ANEEL cabe a

(Fls. 2 da Nota Técnica nº 33/2015-SGT-SRG/ANEEL, de 26/2/2015).


fiscalização da gestão econômica e financeira do fundo e a fixação das quotas anuais a serem pagas pelos agentes, mediante encargo tarifário. 5. As quotas anuais da CDE foram definidas inicialmente em valores idênticos ao rateio da Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC dos Sistemas Elétricos Interligados do ano de 2001, sendo reajustadas anualmente pela variação do mercado e do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA. 6. A partir de 2013, o regime de formação e utilização dos recursos da CDE foi alterado significativamente com a edição da Medida Provisória nº 579, de 2012, convertida na Lei nº 12.783, de 2013, que, dentre outras medidas, tratou das condições para a adesão à prorrogação antecipada de concessões de energia elétrica, da modicidade tarifária e da redução dos encargos setoriais. 7. No novo regime, a CDE, além dos objetivos originais, passou a prover os recursos necessários para custear parcela da geração de energia elétrica nos sistemas elétricos isolados (antes cobertos pela Conta de Consumo de Combustíveis – CCC), conforme Lei nº 12.111, de 2009, e assumiu objetivos similares ao da Reserva Geral de Reversão – RGR, criada pelo art. 4º da Lei n. 5.655, de 1971, como o de amortizar operações financeiras vinculadas à indenização por ocasião da reversão de concessões ou atender a finalidade de modicidade tarifária. 8. Em contrapartida, as distribuidoras, as transmissoras licitadas a partir de 12 de setembro de 2012 e os agentes com concessões prorrogadas nos termos da MPv nº 579/2012 ficaram desobrigados do recolhimento da quota anual da RGR. Também foi extinto o encargo tarifário da CCC, muito embora o custo de geração de energia elétrica nos sistemas isolados tenha passado a integrar as necessidades de recursos da CDE. 9. Quanto à origem dos recursos, além das já tradicionais quotas anuais pagas pelos agentes que comercializam energia elétrica com consumidor final, dos pagamentos anuais a título de UBP e das multas aplicadas pela ANEEL, foram adicionadas novas fontes oriundas do Tesouro Nacional e da possível transferência de recursos da RGR, nos termos dos arts. 17, 18 e 23 da Lei no 12.783/2013. 10. Posteriormente, tendo em vista a não adesão de concessionários aos termos da prorrogação antecipada, a Lei nº 12.839, de 2013, adicionou à CDE as funções de compensar:

a) descontos tarifários aplicados aos usuários dos serviços de energia elétrica, antes compensados nas próprias tarifas por meio de subsídio cruzado (inciso VII, art. 13, Lei 10.438/2002); e b) o efeito da não adesão à prorrogação das concessões de geração de energia elétrica, com vistas a assegurar o equilíbrio da redução das tarifas de que trata o art. 1º, § 2º, da Lei 12.783/2013 (inciso VIII, art. 13, Lei 10.438/2002).

11. Com isso, nos termos do Decreto 7.891, de 2013, a CDE, além da subvenção ao consumidor da Subclasse Residencial Baixa Renda, passou a custear a redução equilibrada das tarifas e os descontos tarifários aplicados aos seguintes usuários do serviço de distribuição: gerador e consumidor de fonte incentiva; atividade de irrigação e aquicultura em horário especial; agente de distribuição com mercado



próprio inferior a 500 GWh/ano; serviço público de água, esgoto e saneamento; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural; e subclasse de serviço público de irrigação. 12. A forma de cálculo das quotas anuais da CDE também foi alterada substancialmente nesse novo regime, pois deixou de resultar da mera atualização pela inflação e o crescimento do mercado, passando a ser apurada com base na diferença entre a necessidade total de recursos da Conta e a arrecadação proporcionada pelas demais fontes de receita (Multas, UBP, aporte da União e outras). 13. Todavia, com relação ao rateio das quotas entre os agentes pagadores, preservou-se a proporcionalidade com relação aos valores fixados em 2012, mantendo-se a relação de 4,53 entre as quotas dos Subsistemas S/SE/CO e as dos Subsistemas N/NE. 14. Para a fixação das quotas anuais da CDE, tendo em vista a nova sistemática de cálculo que envolve o confronto entre as despesas e demais receitas da Conta, a ANEEL faz a consolidação do orçamento anual com base em estimativas próprias e em informações fornecidas pela Eletrobras, Ministério de Minas e Energia – MME e Ministério da Fazenda - MF, sendo o resultado submetido ao processo de Audiência Pública . 15. Durante os anos de 2013 e 2014, em função da conjuntura hidrológica desfavorável e de seus impactos no equilíbrio econômico e financeiro das concessionárias, foram instituídas medidas extraordinárias na CDE, com o fulcro na modicidade tarifária, mediante a edição de Decretos do Poder Executivo (Dec. 7.891/2013, Dec. 7.945/2013, Dec.8.2013/2014 e Dec. 8.221/2014) que permitiram o repasse de recursos da CDE às distribuidoras para a cobertura de custos associados com a contratação de energia e o pagamento de encargos setoriais para o atendimento do mercado cativo de energia elétrica. 16. Por fim, o Decreto nº 8.272, de 2014, permitiu o repasse de recursos da CDE para cobrir custos com a realização de obras no sistema de distribuição de energia elétrica definidas pela Autoridade Pública Olímpica - APO, para atendimento aos requisitos determinados pelo Comitê Olímpico Internacional - COI, com fundamento no art. 12, caput, da Lei nº 12.035, de 1º de outubro de 2009. Esses recursos estão vinculados ao orçamento do Ministério dos Esportes e não afetam a definição da quota anual da CDE paga por meio de encargo tarifário. Esses repasses foram regulamentados pelo REN nº 625, de 2014 . Audiência Pública nº 003/2015 17. Em 03 de fevereiro de 2015, a Diretoria Colegiada da ANEEL, na 3ª Reunião Pública Ordinária de 2015, fundamentada na Nota Técnica nº 14/2015-SGT/SRG/ANEEL, de 19 de janeiro de 2015, decidiu pela:

a) Abertura de Audiência Pública, por intercâmbio documental, no período mínimo de 10 dias, de 04 a 13 de fevereiro de 2015, a fim de colher subsídios e informações adicionais à definição do Orçamento da CDE de 2015;

b) fixação, em caráter provisório, das quotas anuais da CDE de 2015 que serão pagas por todos os agentes do SIN por meio de encargo tarifário a ser incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica;

c) fixação, em caráter provisório, das quotas anuais da CDE correspondentes à devolução dos recursos repassados às concessionárias de distribuição de energia elétrica no



período de janeiro de 2013 a janeiro de 2014, em atendimento ao disposto no art. 4º-A do Decreto nº 7.891/2013, a serem pagas mediante encargo tarifário a ser incluído nas tarifas de energia elétrica; e

d) adequação do Módulo 7 do PRORET, a fim de considerar a quota anual da CDE relativa aos artigos 4º-A e 4º-C do Dec. 7.891/2013 na componente Encargos da Tarifa de Energia – TE, o que poderá ser feito quando da conclusão Audiência nº 48/2014, que trata do aprimoramento da metodologia de estrutura tarifária das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

18. Na Audiência Pública nº 003/2015 foram recebidas contribuições de 27 agentes setoriais. Esta Nota Técnica apresenta a proposta consolidada da SGT para a quota anual da CDE de 2015, que inclui a definição do orçamento da CCC, após análise das contribuições recebidas na Audiência Pública nº 003/2015, para fins de subsidiar a decisão da Diretoria Colegiada da ANEEL. 19. Boa parte das contribuições está respondida, direta ou indiretamente, no corpo desta Nota Técnica, sendo que a análise completa consta dos Anexos. 20. No Relatório de Análise das contribuições da AP 003/2015, as contribuições foram agregadas nos seguintes temas: Orçamento da CDE; Rateio da quota anual da CDE; Fluxo de Caixa da CDE; e Outros. Para cada tema, são apresentadas todas as contribuições que o abordaram. As Respostas são individuais ou únicas por grupo de contribuições, dependendo do grau de congruência entre elas, e busca contemplar todos os pontos levantados pelas contribuições, explicitando, quando for o caso, sua incorporação ou não na proposta da SGT. 21. Apresenta-se, a seguir, a análise quanto à quota anual da CDE para 2015. III - DA ANÁLISE 22. Considerando as contribuições recebidas na AP 003/2015, a atualização das previsões de receitas e despesas de responsabilidades desta Superintendência, as informações complementares de responsabilidade da ANEEL, da Eletrobras e do MME, apresenta-se, a seguir, a consolidação do orçamento da CDE para o ano de 2015.

Tabela 1 – Orçamento CDE para 2015, após AP 003/2015.



23. Dessa forma, a quota anual da CDE de 2015 resultou no valor total de R$ 18,920 bilhões, devendo ser paga por todos os agentes que comercializam energia com consumidor final no Sistema Interligado Nacional, mediante encargo tarifário a ser incluído a tarifa de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia.

24. Com relação à proposta submetida à AP 003/2015, houve uma redução de R$ 2,8 bilhões em função da alteração das seguintes rubricas: Tarifa Social de Energia Elétrica, aumento de R$ 72 milhões; subsídios tarifários, redução de R$ 352 milhões; Restos a pagar, aumento de R$ 63 milhões; consideração de Saldo na Conta de R$ 435 milhões; devolução do Dec. 7.945/2013, aumento de R$ 1.737 milhões; orçamento da CCC, redução de R$ 499 milhões. 25. Em síntese, a redução das cotas é explicada por despesas menores (R$ 0,7 bilhão) e pela elevação das outras receitas da CDE (R$ 0,4 bilhão). Além disso há um efeito distributivo em função da alteração do valor da devolução do Dec. 7.945/2013. A elevação desse valor reduz da quota CDE USO, embora eleve o valor da quota CDE Energia. Enquanto a primeira é cobrada de todos os consumidores, inclusive os livres, a segunda é paga somente pelos consumidores cativos.



26. Com relação à quota anual de 2014, o aumento é de R$ 17,220 bilhões. O impacto tarifário médio será percebido na Revisão Tarifária Extraordinária, de que trata a AP 007/2015, e diferentemente entre os consumidores das regiões Norte/Nordeste e Sul/Sudeste/Centro-Oeste, bem como entre os consumidores dos diferentes níveis de tensão e entre o mercado cativo e livre.

27. Considerando as contribuições recebidas na audiência pública que requerem maior transparência na divulgação dos valores do orçamento da CDE de 2015, apresentamos, a seguir, informações complementares que fundamentam as alterações em relação à proposta da AP 003/2015. Tarifa Social de Energia Elétrica 28. Na proposta da abertura da Audiência Pública, a Superintendência de Regulação dos Serviços Comerciais- SRC (atual Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, por meio do Memorando nº 174/2014- SRC/ANEEL, de 31 de outubro de 2014, apresentou como estimativa anual para a subvenção destinada à subclasse residência baixa renda para o ano de 2015, o valor de R$ 2,094 bilhões, considerando as seguintes premissas: crescimento vegetativo médio de 0,63% ao mês na quantidade de famílias beneficiadas; aumento tarifário médio em 2015 de 25%; desconto médio por família em 2015 de R$18,35; redução de cerca de 28% da quantidade de famílias beneficiadas em função da validação realizada em 2014 pela ANEEL com o Cadastro Único e com o Cadastro do Benefício da Prestação Continuada; redução de cerca de 10% da quantidade de famílias beneficiadas na validação de janeiro/2015 e redução de cerca de 5% da quantidade de famílias beneficiadas na validação de julho/ 2015. 29. A previsão de gastos da CDE com o custeio da Tarifa Social de Energia Elétrica foi atualizada para o valor de R$ 2,165 bilhões, conforme Memorando nº 174/2014- SRD/ANEEL, de 25 de fevereiro de 2015, considerando as seguintes premissas: (i) redução de cerca de 38% na quantidade de famílias beneficiadas ao final de 2015 em relação ao quantitativo existente em dezembro/2014, em função das validações realizadas em 2014 e 2015 pela ANEEL e pelas distribuidoras; (ii) crescimento médio mensal de 0,56%, observado nos anos de 2013 e 2014, no número de famílias beneficiadas pela TSEE, motivado pelo fato de que no Cadastro Único existem cerca de 20 milhões de famílias que potencialmente atendem aos critérios estabelecidos na Lei 12.212/2010;(iii) aumentos tarifários nos percentuais informados pela SGT a serem aplicados a partir de 1º de março de 2015 com a Revisão Tarifária Extraordinária; e (iv) aumento tarifário médio estimado de 10% informado pela SGT a ser aplicado nas tarifas do Grupo B nos reajustes tarifários ordinários nas datas dos aniversários contratuais; Subsídios Tarifários 30. Na abertura da AP003/2015, a estimativa de subvenção da CDE para a cobertura dos referidos descontos tarifários no ano de 2015 foi R$ 5,806 bilhões. O montante correspondia aos valores homologados pela ANEEL nos processos tarifários das distribuidoras realizados em 2014, sem o ajuste do período anterior, com uma estimativa de crescimento médio de 30% de seu valor dada a expectativa de aumento das tarifas e do mercado em 2015. 31. A previsão de gastos da CDE com o custeio desses descontos tarifários foi atualizada para R$ 5,454 bilhões, considerando os valores já homologados pela ANEEL para os meses de janeiro e fevereiro de 2015, o resultado da Revisão Tarifária Extraordinária vigente a partir de 1º março de 2015 e uma previsão de aumento 10% a partir dos processos ordinários de reajuste e revisão tarifárias no ano de 2015.



Restos a pagar do ano anterior 32. Essas despesas se referem aos dispêndios do exercício de 2014 não cobertos pela CDE em função da insuficiência de recursos da Conta. 33. Em 25 de fevereiro de 2015, a Eletrobras, por meio da Carta CTA-DF-1026, encaminhou informações complementares relativas aos restos a pagar de 2014 e ao saldo existente em Conta.

34. Conforme a Eletrobras, o saldo consolidado das contas dos Fundos Setoriais CDE/CCC/RGR, em 02 de janeiro de 2015, era de R$ 289 milhões. Nessa mesma data, houve aporte do Tesouro no valor de R$1,25 bilhão, referente ao Orçamento de 2014, do qual R$1,104 bilhão foi utilizado para pagar despesas da conta de 2014, de modo que em 14 de janeiro de 2015 os restos a pagar de 2014, excluídas as indenizações, resultaram em R$ 2,874 bilhões, distribuídos conforme tabela a seguir.

Tabela 2 – Restos a pagar de 2014.

Fonte: Carta CTA-DF-1026

35. A Eletrobras esclarece ainda que restaram R$ 146 milhões do aporte do Tesouro realizado em 2 de janeiro de 2015, cuja soma ao saldo inicial de R$ 289 milhões resultou na disponibilidade de R$ 435 milhões para o pagamento de despesas da Conta em 2015. 36. Ao montante de restos a pagar da CDE do ano anterior, informado pela Eletrobras, foi acrescido o valor de R$ 1,548 milhões relativo à restituição de valores recolhidos a maior dos encargos setoriais CCC e CDE, no período de setembro de 2009 e novembro de 2010, pelo consumidor parcialmente livre Braskem UNIB-RS (COPESUL), de propriedade da Braskem S.A, que possui conexão à Rede Básica, conforme deliberação da Diretoria da ANEEL no âmbito do Processo nº 48500.005459/2013-18. 37. Além disso, foi considerado o valor de R$ 124,68 milhões referente à estimativa de correção monetária dos repasses da CDE efetuados em atraso pela Eletrobras no ano de 2015, levando-se em consideração o descasamento do fluxo de caixa do Fundo no ano corrente, bem como a atualização monetária dos valores pendentes, a partir de março de 2015, pela variação acumulada do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, conforme será explicitado a seguir.



Art. 4º-A do Dec. 7.981/2013 (Quota CDE Energia) 38. Na abertura da Audiência Pública 003/2015, o MME, por meio do Ofício nº 037/2015-SEE-MME, de 28 de janeiro de 2015, havia informado o valor total de R$ 1,400 bilhões, a ser considerado no orçamento da CDE como fonte de receita relativa à devolução de parcela dos recursos da CDE recebidos pelas distribuidoras no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, nos termos do Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013. 39. Em 24 de fevereiro de 2015, por meio do Ofício nº 054/2015-SEE-MME, em substituição ao Ofício anterior, o MME informou que, no orçamento da CDE para o exercício de 2015, deverá ser considerado o recolhimento por meio de quotas pagas pelos consumidores cativos, a título de devolução dos respectivos recursos, o montante equivalente a ¼ do saldo devedor, o que resulta em R$ 3,136 bilhões, conforme descrito na tabela abaixo.

Tabela 3 – Quota CDE Energia.

40. A partir da definição desse valor total, esta Superintendência efetuou o rateio entre as concessionárias de distribuição, na proporção dos valores recebidos, conforme apresentado na Minuta de Resolução em Anexo. 41. As quotas anuais da CDE definidas em atendimento ao Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013 estão sendo consideradas no resultado da Revisão Tarifária Extraordinária de 2015 e devem ser pagas pelas concessionárias de distribuição em duodécimos a partir da competência de março de 2015, até o dia 10 do mês subsequente. 42. Para a cobrança desse encargo na tarifa de energia, está sendo alterado o Módulo 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, a fim de considerar esse encargo como um componente da Tarifa de Energia – TE, conforme proposta apresentada na AP 003.

Orçamento da CCC

43. Ao valor do PAC da CCC de 2015 está sendo deduzido o montante de R$ 498,515 milhões relativos à devolução do ganho líquido auferido pela concessionária AME com a compra e venda de energia no ACR e no mercado de curto prazo do SIN, no período de janeiro de 2012 a dezembro de 2014. 44. O Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010, dispõe que os agentes dos Sistemas Isolados, com previsão de integração ao SIN, deverão providenciar a adequação de suas instalações físicas, de seus contratos comerciais, rotinas de operação e outras medidas previstas nas normas aplicáveis ao SIN.



45. Nesse sentido, Amazonas Distribuidora de Energia S.A - AME adequou seus contratos comerciais e participou dos seguintes leilões de energia para atender ao seu mercado a partir da data prevista para a interligação: 7º, 8º e 12º Leilões de Energia Nova; 2º Leilão de Fontes Alternativas; e 2º Leilão de Projetos Estruturantes (UHE Jirau). 46. Destaca-se, ainda, a Resolução Normativa nº 586, de 19 de novembro de 2013, que estabelece os critérios para considerar o sistema Manaus integrado ao Sistema Interligado Nacional – SIN – e define as diretrizes para a operação desse sistema e para a contabilização da energia transacionada com o SIN até a sua plena interligação. No art. 2º dessa Resolução são definidas as obras necessárias para que o sistema Manaus seja considerado plenamente interligado, e a obrigação para que sua conclusão seja atestada por Despacho da ANEEL. Até a presente data, esse despacho não foi emitido. 47. Quanto à comercialização de energia no SIN, o art. 3º da Resolução Normativa nº 586, de 19 de novembro de 2013, estabelece que:

“Art. 3º Até a plena interligação do sistema Manaus, em conformidade com o art. 1°, devem ser observadas as seguintes diretrizes, conforme as competências assinaladas:

I – para a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE: ... e) encaminhar mensalmente à Eletrobras o montante de energia transferido via interligação que exceder o montante de energia associado aos CCEARs da AmE, valorado ao Preço de Liquidação de Diferenças – PLD, devendo a Eletrobras considerá-lo no custo total de geração, de que trata o art. 3° da Lei n° 12.111, de 2009; (grifo nosso)...”

48. Conforme destacado, até a interligação plena da AME ao SIN, a CCC deverá reembolsar a distribuidora pelo custo do montante de energia transferido via interligação que exceder o montante de energia associado aos CCEARs da AmE. Com base nesse dispositivo, os custos da AME com os contratos de energia no SIN, bem como os resultados de compra e venda de energia no mercado de curto prazo, não foram contemplados nos processos de reajuste ou revisão tarifária da distribuidora dos anos de 2012 a 2014. 49. Para avaliar a situação da transferência de energia entre o SIN e a AME, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT – solicitou informações à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE – sobre as despesas ou receitas com os contratos de compra de energia, com a exposição entre submercados, a venda ou compra de energia no Mercado de Curto Prazo (MCP) e o consumo de energia da AME (acrônimo da CCEE: TRC). 50. O cálculo da despesa e receita da AME com a compra ou venda de energia no SIN considerou os seguintes itens:

a) Despesas ou receitas com os contratos de compra de energia por disponibilidade: valores obtidos da CCEE;

b) Despesas ou receitas com os contratos de compra de energia por quantidade: valores obtidos das faturas enviadas pela AME à ANEEL e, caso não exista fatura enviada, o valor considerado foi o preço do leilão atualizado multiplicado pelos montantes de energia contratados informados pela CCEE;



c) Despesas ou receitas com o MCP e com a exposição financeira entre submercado: valores obtidos da CCEE;

d) Despesas ou receitas com o Mecanismo Auxiliar de Cálculo – MAC: foram considerados os valores desse mecanismo associado com contratos de energia;

e) Receita com o repasse da Conta ACR: valores obtidos dos Despachos publicados pela ANEEL.

51. O resultado financeiro encontrado para o período de janeiro de 2012 a setembro de 2014, sendo o valor mensal atualizado pelo IPCA até 1º de dezembro de 2014, totalizou o valor de R$ 498.515.432,31, que representa uma receita para a AME para o período analisado. 52. Considerando que o Art. 3º, inciso I, alínea e) da Resolução Normativa nº 586, de 19 de novembro de 2013, estabelece que a CCC irá pagar o montante de energia transferido via interligação que exceder o montante de energia associado aos CCEARs da AmE, valorado ao PLD, então, por isonomia, o resultado da venda de energia associada aos CCEARs da AmE também deve ser revertido à CCC até a sua plena interligação ao SIN, ou seja, deve-se neutralizar ganho ou perda para a distribuidora com a venda no MCP. Logo, a SGT entende que a AME deveria reverter à CCC o valor de R$ 498.515.432,31.

53. A devolução dessa receita ao Fundo da CCC é objeto de processo específico e após a conclusão da instrução técnica por esta Superintendência, deverá ser submetido à deliberação da Diretoria Colegiada da ANEEL, que fixará o valor definitivo e a forma de devolução pela distribuidora.

54. Entretanto, tendo em vista a relevância de seu valor, recomenda-se a consideração dessa receita, conforme apurado acima, no orçamento da CCC previsto para 2015.

55. A Tabela a seguir apresenta o valor final do orçamento da CCC de 2015, considerando a inclusão dessa receita.

Tabela 4 – Orçamento da CCC para 2015.



CCC 2015 R$

Gastos Ordinários 5.192.540.713

Custo Total de Geral 2015 (REN 427/2011) 5.951.004.826

Desconto do ACR (REN 427/2011) -1.719.270.625

Tributos não Recuperados 2015 (REN 597/2013) 1.260.587.494

Aplicação do Fator de Corte de Perdas (REN 427/2011) -204.043.742

Subrrogação da CCC 96.822.361

PIS/COFINS e CIDE sobre Diesel 132.440.400

Recuperação de Tributos do exercício de 2014 (REN 597/2013) -325.000.000

Outros Gastos 2.030.652.286

Prorrogação do CCVE da CEA com Eletronorte até junho de 2015

(Despacho 4.686/2014)314.000.000

Custo da Sobrecontratação da CERON de 2010 a 2012 (art. 22 do

Decreto n 7.246/2010 e art. REH 1.826/2014)130.000.000

Tributos não recuperados no período de 2009 a 2013 (REN

597/2013)932.049.742

Repactuação de dívida da CDE com AME, CERON, Boa Vista e

Eletroacre de R$ 4,2 bilhões (Portaria Interministerial 652/2014)685.596.154

Repactuação de reprocessamento CTG já reconhecido pela ANEEL

de R$ 2,3 bilhões (Portaria Interministerial 652/2014)369.572.097

Repactuação passivo CCVE da CERON com Eletronorte de R$ 1,2

bilhões (Portaria Interministerial 652/2014)223.572.428

Repactuação de dívidas 2014 a receber (Direitos) -125.622.703

Resultado da compra e venda de energia da AME no ACR até

Dez/2014-498.515.432

Total 7.223.192.998

56. Quanto aos outros gastos da CCC apresentados acima, destaca-se o reconhecimento pela ANEEL da repactuação de dívidas da CDE com os credores da CCC, objeto da Portaria Interministerial nº 652, de 2014, no montante total de R$ 6.555.681.969,00, conforme detalhado nas tabelas abaixo. Desta forma, no orçamento da CDE de 2015, está sendo considerado o valor de R$ 1.055.168.251 correspondente a 1/10 do valor total repactuado, mais a remuneração pela Taxa Selic. 57. Observa-se, por fim, que a inclusão desses valores no orçamento do Fundo não prescinde de ações de auditoria e fiscalização futuras que visem assegurar a exatidão, a fidedignidade e a completude dos custos informados. Tabela 5 – Valores relativos a primeira tranche da repactuação de dívida da CDE com credores da CCC.

Empresa CTG CTG 1ª

Quinzena outubro

Parcelamento atrasado

Parcelamento Impostos Total

Amazonas 876.420.580,99

147.574.135,74

137.767.538,19 895.488.998,23 1.044.224.977,8

5 3.101.476.231,00

Ceron 474.182.724,79 97.253.774,41 42.815.824,15 278.302.856,97 134.818.488,68 1.027.373.669,00

Eletroacre 17.243.835,58 5.328.027,74 5.169.577,69 33.602.254,99 - 61.343.696,00

Boa Vista 25.973.158,80 5.538.274,42 5.047.059,97 32.805.889,81 - 69.364.383,00



Total 1.393.820.300,1

6 255.694.212,3

1 190.800.000,00 1.240.200.000,00

1.179.043.466,53

4.259.557.979,00

Fonte: Carta CTA-DF 6350/2014 de 07/11/2014. Tabela 6 –Valores relativos a primeira tranche da repactuação de dívida da CDE com credores da CCC.

Fonte: Carta CTA-DF 6350/2014 de 07/11/2014. 58. Adicionalmente, destaca-se que foi recebido pela ANEEL, mediante a Carta nº CTA-DF-1025/2015, de 25/2/2015, pedido da Eletrobras para inclusão de novas despesas ao orçamento CCC para 2015. Trata-se de uma terceira tranche de dívidas da CDE com os credores da CCC, referentes a atendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica nos sistemas isolados, objeto de repactuação nos termos da Portaria Interministerial nº 652, de 2014. 59. As despesas, que somam R$ 1,567 bilhões, resultariam em montante adicional de R$ 280,753 milhões no orçamento de 2015 e referem-se a gastos com aluguel de unidades geradoras, frete (sem especificação), diferença de tributos de 2009 a 2013 e atualização monetária (sem especificação do valor base). 60. Ressalta-se, no entanto, que as despesas apresentadas carecem de maiores esclarecimentos de mérito e de detalhamento das bases de custo, como, por exemplo, a rubrica aluguel de máquinas em Manaus mesmo considerando a localidade interligada ao SIN, a diferença de tributos já reconhecida em pleito anterior, a atualização monetária e as despesas de frete sem especificação da origem dos custos. 61. As despesas informadas na Carta nº CTA-DF-1025/2015 serão avaliadas pela ANEEL e quando definidos os valores devidos e serão incluídos no orçamento da CDE, sendo, portanto, cobertos com recursos do fundo.

Indenização de Concessões

62. Quanto ao valor dos pagamentos de indenização de ativos de geração e transmissão de energia elétrica, por ocasião da prorrogação de concessões nos termos da Lei nº 12.783/2013, conforme condições de parcelamento definidas na Portaria Interministerial MME/MF nº 580/2012 e nos contratos



celebrados com as concessionárias, visando maior transparências, apresentamos as seguintes informações complementares. 63. O saldo devedor em 31/12/2014, informado pela Eletrobras, por meio da Carta CTA-DF-140/2015, de 13 de janeiro de 2014, foi acrescido de correção monetária pelo IPCA estimado de 2015 e de juros remuneratórios de 5,59% a.a., conforme informação do MME que consta do Ofício nº 012/2015-SEE-MME, de 20 de janeiro de 2015, totalizando R$ 4.897.802.145, sendo R$ 3.512.848.846,72 referentes aos ativos de transmissão e R$1.384.953.298,49 ao setor de geração. Universalização 64. Quanto ao Programa Luz para Todos, dadas as contribuições recebidas na Audiência Pública solicitando maior detalhamento, o Ministério de Minas e Energia encaminhou as informações complementares apresentadas abaixo. 65. A prorrogação do Programa Luz para Todos, para o período de 2015 a 2018, definida pelo Decreto nº 8387 de 31/12/2014, visou garantir a continuidade de 27 contratos firmados no âmbito do PAC 2 (2011-2014), a contratação de atendimentos às comunidades isoladas e novas demandas. A necessidade de recursos para o Programa para este período (2015-2018) é da ordem de R$ 4,08 bilhões, conforme distribuição abaixo:

a) Continuidade e conclusão de 27 contratos; R$ 1,83 bilhão; b) Atendimentos às comunidades isoladas: R$ 920 milhões; c) Novas demandas: R$ 1,33 milhões,

66. O Orçamento para o ano de 2015, no valor de R$ 875 milhões, foi definido em razão das limitações orçamentárias e financeiras que envolvem a CDE e limita-se a dar continuidade aos contratos que estão em andamento para que não haja desmobilização de equipes em vários Estados. Para os 27 contratos em andamento as distribuidoras já adquiriram material, total ou parcial, e realizaram a contratação da mão de obra correspondente, tendo, portanto, obrigações a cumprir com fornecedores e prestadores de serviços. 67. Para o ano de 2015, visando dar continuidade a esses contratos e garantir minimamente que não haja paralização das obras, são necessários R$875 milhões de CDE assim distribuídos:

a) 40 milhões de despesas já realizadas com obras já concluídas e com solicitações de pagamentos já processadas ou em processamento na Eletrobras;

b) 635 milhões para a execução de 75.000 ligações em 2015. Rateio Quota Anual 68. A discussão quanto à forma de rateio da CDE, seja devido à existência de diferentes custos para as regiões do País, seja em razão da alocação tarifária entre consumidores livres e cativos, se apresenta como foco principal desta Audiência Pública. É plenamente compreensível a leitura dos agentes, os quais tinham uma sinalização cada vez mais clara da alocação de custos associada a sua utilização dos sistemas. No entanto, por força legal, uma nova política pública se impõe à implementação da ANEEL, limitando consideravelmente sua atuação em regulamentos complementares. Seja pela existência de Lei que definiu a



forma de rateio da CDE, ou ainda, se caracterizada com força regulamentar, não se permite ao órgão regulador divergir de tal comando. De tal forma, o rateio proporcional da CDE considerando as quotas de 2012 é impositivo e carrega pesos distintos entre as regiões N/NE e S/SE/CO, os quais decorrem de um encadeamento histórico relacionado à antiga CCC Interligados, como bem apontado em algumas contribuições. Essa diferença entre regiões sempre foi percebida e até questionada, no entanto em nenhum momento pode a ANEEL alterar tal critério de alocação, sempre em respeito à legalidade. 69. É importante destacar que o critério de proporcionalidade das quotas teve seu texto alterado em conjunto com a incorporação das novas atribuições da CDE, de forma que deve ser entendida como uma regra plena e válida. No que tange a alocação tarifária, salvo regulamento específico relativo à CDE-TE, é preciso observar que a CDE se transfere às tarifas em razão da alocação de custo único (quota) a ser alocado a todos os agentes que comercializam energia com o consumidor final, e com base em seus regulamentos rateada na proporção da energia comercializada. Sua cobrança evolui de uma cobrança inicial diretamente na TE-Tarifa de energia, que incidiu sobre comercializadores e geradores com contratos de compra e venda de energia, passando a uma cobrança por meio das tarifas de uso, TUSD e TUST, faturadas em MWh, ou seja atingindo diretamente o consumidor final na razão de seu consumo do SIN, excluindo ainda a autoprodução de energia. 70. A utilização da TUSD/TUST como mecanismo de arrecadação da CDE se manteve após as alterações na CDE promovidas a partir da MP 579, a qual ampliou as atribuições e despesas da CDE, e por outro lado, prevê a contribuição do Tesouro Nacional com aportes para contribuir a modicidade tarifária. Como bem apontado pelas contribuições, vários dos custos incorporados pela CDE tinham repercussão distinta nas tarifas antes da MP 579, em muitos casos limitando-se a um rateio entre consumidores cativos, fruto da evolução técnica dos regulamentos da ANEEL quanto aos procedimentos de abertura tarifária e plenamente aderentes as competências desta Agência. No entanto, uma vez inseridos na CDE, retira-se do regulador a competência de alocação de custos, da mesma forma em relação às receitas. Por exemplo, não cabe a ANEEL definir que os recursos do Tesouro devem atender a CCC ou ainda os descontos tarifários, que as multas sejam destinadas exclusivamente a universalização, entre outros. Consequentemente, restringe-se a ANEEL a definir as quotas anuais da CDE, as quais decorrem da diferença de um rol de despesas e um rol de receitas e que não devem repercutir em prejuízo ao gestor da conta (Eletrobras) restando sua alocação tarifária a se realizar em função do consumo de energia, no caso uma componente da TUSD ou TUST em MWh. 71. A Tabela abaixo apresenta o rateio da quota anual da CDE de 2015, por subsistema do SIN.

Tabela 7 – Rateio da Quota Anual da CDE - 2014 e 2015



72. Destaca-se que a quota anual da CDE é convertida em duodécimos para as concessionárias de distribuição de energia elétrica e devem ser pagas até o 10º dia útil do mês subsequente ao da competência. Para as transmissoras e permissionárias de distribuição, as novas quotas são fixadas apenas nos respectivos processos de reajuste de suas receitas ou tarifas. Dessa forma, o rateio apresentado na tabela acima considera que efetiva arrecadação das quotas da CDE no ano de 2015. 73. Tendo em vista que a cobertura tarifária relativa à nova quota da CDE considerada na RTE será faturada plenamente pelas concessionárias de distribuição apenas a partir do mês de abril de 2015, foram recebidas contribuições na AP, que estão sendo acatadas pela SGT, visando fixar a quota mensal de fevereiro/2015 em valor idêntico ao da quota mensal provisória de janeiro/2015, com pagamento em duas parcelas, até os dias 10 e 24 de março/2015. Consequentemente, as demais quotas mensais seriam definidas pela diferença entre o valor da quota anual e as quotas definidas para janeiro e fevereiro, dividindo-se então em 10 parcelas idênticas.

74. Também, convém registrar que com a relação à CDE ENERGIA, considerada na revisão tarifária extraordinária de 2015, a primeira parcela prevista é a de competência março/2015, portanto com pagamento a ser realizado até 10 de abril.

75. Quanto às demais propostas relativas ao fluxo financeiro da CDE, avaliamos não ser possível, por iniciativa da ANEEL, o encontro de contas entre o pagamento das cotas pelas distribuidoras e o créditos a receber da Conta, tendo em vista a competência de definição de prioridades de destinação de recursos pertencer ao Ministério de Minas e Energia. No entanto, foram acatadas parcialmente as contribuições recebidas para a correção monetária dos repasses da CDE efetuados em atraso pela Eletrobras por insuficiência de recursos na Conta, como será destacado a seguir. 76. Com relação às permissionárias de distribuição e às concessionárias de transmissão, suas quotas nesse rateio consistem em previsão, as quais partem da premissa de que seus consumidores devam contribuir com custo equivalente àquele repassado aos consumidores das concessionárias de distribuição. De tal forma, deduz-se do custo total a ser rateado entre as concessionárias de distribuição a expectativa de arrecadação desses agentes. 77. A contribuição efetiva dos agentes de transmissão é definida mensalmente conforme procedimento da Resolução Normativa n. 427, de 22 de fevereiro de 2011, resultante da arrecadação do encargo junto aos consumidores mediante a aplicação da TUST-CDE. Este componente tarifário é definido a partir do custo unitário da CDE identificado no cálculo da quota anual do ano corrente, mas sua aplicação está concatenada com o reajuste das receitas das transmissoras, cujo ano tarifário é definido para o período de julho a junho do ano subsequente. 78. Já para as permissionárias de distribuição as quotas efetivas são definidas nos respectivos processos de reajuste ou revisão tarifária, também tendo por referência o custo unitário da CDE identificado no cálculo da quota anual do ano corrente, este aplicado ao seu mercado de referência. Tal procedimento decorre da ausência de mecanismo de compensação, a exemplo da CVA utilizada para as concessionárias de distribuição. 79. O mercado considerado para o rateio da quota anual refere-se ao período de 12 meses, compreendido entre setembro/2013 a agosto/2014, de forma semelhante ao já praticado anteriormente. As



informações são obtidas no banco de dados da ANEEL (SAMP – Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica), no que se refere ao mercado dos consumidores cativos (mercado faturado), sendo que, para a identificação do mercado livre e geração própria associada, foram utilizadas informações da Câmara Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e do Operador Nacional do Sistema – ONS. 80. Para as distribuidoras dos sistemas isolados, tais como a Companhia Energética do Amapá – CEA e Amazonas Distribuidora de Energia S.A., o art. 5º do Decreto no 7.891, de 2013, estabelece que o recolhimento da CDE inicia-se somente a partir do processo tarifário subsequente à interligação. Assim, na medida em que ocorrer a efetiva interligação dessas distribuidoras ao longo de 2014, serão adotados os mesmos procedimentos aplicados na fixação das quotas para as permissionárias do sistema interligado. Atualização Monetária dos Repasses em Atraso

81. Quanto às contribuições recebidas para a atualização dos repasses da CDE efetuados em atraso pela Eletrobras associados a insuficiência de recursos, é entendimento desta Superintendência que, pela ausência de previsão legal entre o rol de despesas a serem cobertas pela CDE, corroborada pela falta de regulamentação adicional pelo Executivo após a edição da MP 579 (Lei 12.783/2013), não cabe a aplicação de remuneração (juros e mora). No mesmo sentido, não se pode equiparar a situação fática a uma operação de crédito, pois não houve a qualquer tempo a união de interesses entre os agentes credores e Eletrobras para a caracterização de tal operação, muito pelo contrário, buscaram-se nesse período outras soluções para reestabelecer o fluxo de pagamentos aos agentes credores. 82. Por outro lado, embora afastada a possibilidade de aplicação de remuneração aos reembolsos em atraso, nosso entendimento é de que cabe a correção monetária dos valores, no caso elegendo o Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA como referencial de atualização por sua direta relação com a CDE, haja visto se tratar do parâmetro de atualização das quotas anuais adotado até o ano de 2012. (Art. 31-A Decreto nº 4.541/2002), além de ser amplamente utilizado na atualização de valores no setor, como no caso dos CCEARs. Neste sentido vale citar trecho do voto do diretor-relator no processo nº 48500.006333/2012-80, em que a CELG-D discutia, entre outras coisas, a atualização dos valores recebidos da Eletrobras relativos à subvenção econômica destinada a custear a aplicação da Tarifa Social de Energia Elétrica – TSEE :

“15. A incidência de correção monetária objetiva tão somente a recomposição do valor da moeda. E quando não houver índice previsto em lei especial, aplicam-se os índices oficiais regularmente estabelecidos. [...] 16. Ainda, quanto a falta de previsão regulamentar para atualização de tais valores, transcreve-se a seguir excerto do Parecer nº 1.358/2009-PF/ANEEL, de 22 de dezembro de 2009, emitido pela Procuradoria-Geral da ANEEL que examino se crédito constituído sob o regime da Resolução nº 318, de 1998 não sofreria correção monetária e incidência de juros , quando não pago em tempo, na ausência de previsão a tal respeito: [...] 12. Uma vez não pago no seu vencimento, o crédito há de sofrer necessária atualização monetária. A atualização monetária visa tão-somente à manutenção do poder aquisitivo da moeda em face da inflação observada. A atualização monetária



tem, pois, como função restaurar a igualdade real dos débitos, na medida em que neutraliza os efeitos decorrentes da variação do seu valor inicial. 13. O STJ, no julgamento do Recurso Especial nº 43.046-1/SP, ao se pronunciar sobre a atualização monetária incidente nas mais diversas situações, entendeu que o reajuste monetário visa exclusivamente a manter no tempo o valor real da dívida, mediante a alteração de sua expressão nominal, não gerando acréscimo ao valor nem se traduzindo em sanção punitiva, já que decorre do simples transcurso temporal, sob regime de desvalorização da moeda.

14. Desse modo, como forma de recomposição do valor da moeda, atingido que foi pela inflação, a atualização do crédito é medida que se impõe, sob pena de prejuízo ao erário. [...]”

83. Com vistas à operacionalização da aplicação da atualização monetária pela Eletrobrás, resta identificar o momento em que se caracteriza o atraso no repasse. É fato que a CDE tem diversas destinações de recursos, algumas com datas de pagamento definidas em Resolução da ANEEL, como a subvenção para os descontos tarifários que devem ser pagos mensalmente até o 10º dia do mês subsequente a competência. No entanto, outros reembolsos dependem de comprovação de despesas e outras informações, como é o caso de reembolsos da CCC ou do Carvão Mineral. Dessa forma, a recomendação é, para os casos em que a data de repasse é conhecida, fixada em ato da ANEEL, a correção monetária deverá ser mensal, do mês em que o repasse deveria ter ocorrido até o mês do efetivo pagamento. 84. Com relação aos repasses da CDE efetuados sem data previamente fixada, enquanto não houver regra específica que defina a data do repasse, como no caso da CCC, recomenda-se considerar a atualização monetária mensal para os reembolsos não praticados a partir do mês subsequente à competência. 85. Por fim, face à ausência de regramento anterior, e tendo em vista a repercussão como custo ao fundo setorial, entende-se que a aplicação de correção monetária será devida apenas a partir da competência de março de 2015, inclusive para o saldo acumulado de competências anteriores. Portanto, a partir da competência de março de 2015, os repasses da CDE efetuados em atraso deverão ser corrigidos mensalmente pela variação do IPCA até o mês do efetivo pagamento. Para o saldo de restos a pagar de competências anteriores à aprovação desta regra, a correção monetária deverá ser aplicada apenas a partir do mês de março de 2015. IV. DA CONCLUSÃO 86. Considerando as informações complementares recebidas do Ministério de Minas e Energia e da Eletrobras, as alterações efetuadas pelas áreas técnicas da ANEEL e a análise das contribuições recebidas na Audiência Pública nº 003/2015, conclui-se pela fixação da quota anual da CDE USO de 2015 no valor de R$ 18.920.116.269, resultante do confronto entre as despesas e demais receitas da CDE previstas para o ano de 2015.



87. Para as concessionárias de distribuição, conclui-se ainda pela fixação da quota mensal de fevereiro/2015 em valor idêntico a quota mensal de janeiro/2015, com pagamento em duas parcelas, até os dias 10 e 24 de março/2015, sendo as demais quotas mensais definidas pela diferença entre o valor da quota anual e as quotas definidas para janeiro e fevereiro, dividindo-se então em 10 parcelas idênticas.

88. Adicionalmente, conclui-se pela fixação da Quota Anual da CDE ENERGIA de 2015, no valor de R$ 3.136.932.806, relativo à devolução de parcela dos recursos recebidos pelas distribuidoras no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, nos termos do Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013, conforme informação do MME.

89. Com relação ao Plano Anual de Contas da CCC de 2015, conclui-se pela aprovação do valor de R$ 7.223.192.998, que considera parcela da repactuação de dívida da CDE com os credores da CCC, objeto da Portaria Interministerial nº 652, de 2014. 90. Por fim, conclui-se pela possibilidade de atualização monetária dos repasses da CDE efetuados em atraso pela Eletrobrás, a partir de março de 2015, e propõe-se a correção mensal pela variação do IPCA.



V. DA RECOMENDAÇÃO 91. Pelo o exposto e o que consta do Processo nº 48500.005122/2014-91, recomenda-se:

a) aprovar o orçamento da CCC para 2015 no valor de R$ 7,223 bilhões, com reconhecimento da repactuação de dívida com a Eletrobras, sujeitos à fiscalização e à auditoria da ANEEL.

b) fixar a quota anual da CDE de 2015 no valor total de R$ 18,920 bilhões, a ser paga mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão, conforme minuta de resolução em anexo; e

c) fixar o valor de R$ 3,137 bilhões correspondente à devolução dos recursos da CDE repassados às concessionárias de distribuição em atendimento ao disposto no art. 4º-A do Decreto nº 7.891/2013, a ser pago mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de energia, conforme minuta de resolução em anexo; e

d) aprovar a alteração do Módulo 7 do PRORET, a fim de considerar a quota anual da CDE relativa aos artigos 4º-A e 4º-C do Dec. 7.891/2013 na componente Encargos da Tarifa de Energia – TE.

ANDRÉ VALTER FEIL

CAMILA FIGUEIREDO BONFIM LOPES Especialista em Regulação Especialista em Regulação

GABRIEL DE JESUS AZEVEDO BARJA

NÁDIA MAKI

Especialista em Regulação Especialista em Regulação

De acordo,

DAVI ANTUNES LIMA Superintendência de Gestão Tarifária

CHRISTIANO VIEIRA DA SILVA Superintendência de dos Serviços de Geração



ANEXO I – Quotas da CDE USO por concessionária de distribuição

DISTRIBUIDORAS Quota Anual da

CDE-2015

Quotas Mensais CDE-2015

JANEIRO e

FEVEREIRO

MARÇO a

DEZEMBRO

CEB 350.025.648 4.670.924 34.068.380

CELG 656.374.681 8.759.004 63.885.667

CEMAT 396.945.480 5.297.046 38.635.139

CHESP 5.914.404 78.925 575.655

CERON 157.233.900 2.098.211 15.303.748

ELETROACRE 44.936.613 599.657 4.373.730

ENERSUL 247.638.375 3.304.615 24.102.914

TOTAL CENTRO OESTE 1.859.069.101 24.808.383 180.945.234

CEAL 39.680.736 529.520 3.862.170

CELPE 151.399.760 2.020.357 14.735.905

CEMAR 64.960.292 866.864 6.322.656

CEPISA 35.177.346 469.425 3.423.850

COELBA 206.606.633 2.757.066 20.109.250

COELCE 126.560.722 1.688.892 12.318.294

COSERN 56.136.128 749.110 5.463.791

ENERGISA BO 8.023.610 107.071 780.947

ENERGISA PB 47.355.196 631.932 4.609.133

ENERGISA SE 30.574.893 408.007 2.975.888

SULGIPE 4.073.910 54.364 396.518

TOTAL NORDESTE 770.549.229 10.282.609 74.998.401

CELPA 91.892.611 1.226.263 8.944.009

CELTINS 22.227.763 296.619 2.163.453

TOTAL NORTE 114.120.374 1.522.881 11.107.461

AMPLA 576.581.928 7.694.208 56.119.351

BANDEIRANTE 771.684.971 10.297.765 75.108.944

CAIUÁ 61.129.780 815.747 5.949.828

CEMIG 2.146.685.134 28.646.480 208.939.217

CNEE 30.639.375 408.868 2.982.164

CPFL JAGUARI 30.482.988 406.781 2.966.943

CPFL LESTE PAULISTA 17.802.613 237.567 1.732.748

CPFL MOCOCA 12.409.710 165.602 1.207.851

CPFL PIRATININGA 806.782.982 10.766.131 78.525.072

CPFL SANTA CRUZ 52.149.175 695.906 5.075.736

CPFL SUL PAULISTA 29.582.304 394.762 2.879.278

CPFL PAULISTA 1.626.917.208 21.710.427 158.349.635

DMED 25.096.018 334.894 2.442.623

PARANAPANEMA 47.404.226 632.587 4.613.905

EEB 58.088.446 775.162 5.653.812

ELEKTRO 881.661.976 11.765.355 85.813.127

ELETROPAULO 2.453.985.992 32.747.262 238.849.147



SANTA MARIA 26.450.711 352.972 2.574.477

ENERGISA MG 81.964.669 1.093.779 7.977.711

ENF 18.031.561 240.623 1.755.032

ESCELSA 456.389.582 6.090.299 44.420.898

LIGHT 1.264.711.547 16.876.967 123.095.761

TOTAL SUDESTE 11.476.632.894 153.150.144 1.117.033.261

AES SUL 470.414.605 6.277.457 45.785.969

CEEE 469.111.381 6.260.066 45.659.125

CELESC 1.130.819.015 15.090.236 110.063.854

CFLO 15.493.669 206.756 1.508.016

COCEL 16.124.359 215.172 1.569.402

COOPERALIANÇA 10.572.805 141.089 1.029.063

COPEL 1.481.873.196 19.774.885 144.232.343

DEMEI 7.086.430 94.565 689.730

JOAO CESA 810.397 10.814 78.877

EFLUL 5.324.527 71.053 518.242

ELETROCAR 9.627.120 128.469 937.018

FORCEL 2.868.820 38.283 279.225

HIDROPAN 6.323.636 84.386 615.486

IENERGIA 12.179.483 162.529 1.185.442

MUXFELDT 3.299.014 44.024 321.097

RGE 472.211.716 6.301.438 45.960.884

UHENPAL 3.533.334 47.151 343.903

TOTAL SUL 4.117.673.509 54.948.372 400.777.677

TOTAL

DISTRIBUIDORAS 18.338.045.107 244.712.388 1.784.862.033



ANEXO II – Quotas da CDE ENERGIA por concessionária de

distribuição

DISTRIBUIDORAS Quota Anual

CDE - ENERGIA

Quota Mensal

CDE - ENERGIA

AES SUL 75.381.111 6.281.759

AMAZONAS 740.066 61.672

AMPLA 118.441.398 9.870.116

BANDEIRANTE 99.637.515 8.303.126

CAIUÁ 10.219.217 851.601

CEA 172.953 14.413

CEAL 40.972.198 3.414.350

CEB 41.447.711 3.453.976

CEEE 90.387.770 7.532.314

CELESC 229.426.014 19.118.834

CELG 118.120.040 9.843.337

CELPA 105.331.576 8.777.631

CELPE 63.082.326 5.256.860

CELTINS 15.655.859 1.304.655

CEMAR 43.572.959 3.631.080

CEMAT 17.048.889 1.420.741

CEMIG 305.829.699 25.485.808

CEPISA 16.885.365 1.407.114

CERR 227.360 18.947

CHESP 236.394 19.699

CERON 26.367.432 2.197.286

CFLO 256.712 21.393

CNEE 6.267.723 522.310

COCEL 48.024 4.002

COELBA 79.569.173 6.630.764

COELCE 56.482.567 4.706.881

COOPERALIANÇA 84.704 7.059

COPEL 205.440.421 17.120.035

COSERN 28.300.909 2.358.409

CPFL JAGUARI 2.058.176 171.515

CPFL LESTE PAULISTA 2.443.306 203.609

CPFL MOCOCA 764.388 63.699

CPFL PAULISTA 229.025.493 19.085.458

CPFL PIRATININGA 109.163.795 9.096.983

CPFL SANTA CRUZ 11.853.433 987.786

CPFL SUL PAULISTA 1.018.405 84.867

DEMEI 5.222 435

DMED 1.917.196 159.766

EEB 5.009.151 417.429

ELEKTRO 157.242.756 13.103.563

ELETROACRE 5.689.987 474.166



ELETROCAR 79.183 6.599

ELETROPAULO 324.170.660 27.014.222

ENERGISA BO 6.397.868 533.156

ENERGISA MG 8.756.113 729.676

ENERGISA PB 20.484.939 1.707.078

ENERGISA SE 20.813.976 1.734.498

ENERSUL 21.815.683 1.817.974

ENF 45.889 3.824

ESCELSA 77.496.545 6.458.045

FORCEL 26.475 2.206

HIDROPAN 23.807 1.984

IENERGIA 852.234 71.020

LIGHT 274.430.560 22.869.213

MUXFELDT 8.444 704

PARANAPANEMA 7.569.238 630.770

RGE 52.135.801 4.344.650

TOTAL 3.136.932.806 261.411.067



ANEXO III – MINUTA DE RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL

RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA N° , DE 27 DE FEVEREIRO DE 2015

Homologa as quotas anuais definitivas da

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE

para o ano de 2015 e dá outras providências.

O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA –

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

vista o disposto na Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de

2013, no Decreto nº 4.541, de 23 de dezembro de 2002, no Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de

2013, Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013, Decreto nº 8.203, de 7 de março de 2014, na

Resolução Normativa nº 427, de 22 de fevereiro de 2011, e o que consta do Processo nº

48500.005122/2014-91, resolve:

Art. 1º Estabelecer o montante da Quota Anual da Conta de Desenvolvimento

Energético – CDE de 2015 em R$ 18.920.116.269,00 (dezoito bilhões, novecentos e vinte milhões,

cento e dezesseis mil, duzentos e sessenta e nove reais), em atendimento ao §2º do art. 13 da Lei nº

10.438, de 26 de abril de 2002.

Art. 2º Definir o custo unitário da CDE do ano de 2015 em R$ 11,66/MWh para os

subsistemas Norte e Nordeste e em R$ 52,80/MWh para os subsistemas Sul, Sudeste e Centro-

Oeste, em atendimento ao §3º do art. 13 da Lei nº 10.438, de 2002.

Parágrafo único. Os custos unitários definidos no caput devem ser utilizados para fins

de cálculo das quotas anuais da CDE – USO, paga por todos os agentes que comercializam energia

com consumidor final, no Sistema Interligado Nacional, por meio de encargo tarifário a ser incluído

nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica.

Art. 3º Homologar as quotas da CDE - USO do ano de 2015, devidas pelas

concessionárias de distribuição, conforme o Anexo I desta Resolução.

§1º As quotas mensais de janeiro e fevereiro de 2015, que constam do Anexo I, devem

ser pagas em duas parcelas iguais, nos dias 10 e 24 do mês subsequente ao da competência.

§2º As quotas mensais de março a dezembro de 2015, que constam do Anexo I, devem

ser pagas até o dia 10 do mês subsequente ao da competência.

Art. 4º Para os agentes de transmissão, as quotas da CDE - USO do ano de 2015 serão

definidas com base no disposto no art. 45 da Resolução Normativa nº 427, de 22 de fevereiro de

2011, e para as permissionárias de distribuição, conforme estabelecido em cada reajuste ou revisão

tarifária do ano de 2015.



Art. 5º Homologar as quotas da CDE – ENERGIA do ano de 2015, devidas pelas

concessionárias de distribuição, conforme o Anexo II desta Resolução, em atendimento ao art. 4º-A

do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013.

Parágrafo único. Os valores anuais que constam do Anexo II deverão ser recolhidos à

Eletrobras, em duodécimos, a partir da competência de março de 2015, devendo ser paga até o dia

10 do mês subsequente ao da competência.

Art. 6º A inadimplência no recolhimento das quotas mensais da CDE implicará a

aplicação de multa de 2% (dois por cento) e juros de mora de 1% (um por cento) ao mês, “pro rata

tempore”, sobre o valor total não recolhido, sem prejuízo da aplicação de penalidades previstas na

Resolução Normativa nº 63, de 12 de maio de 2004.

Art. 7º A Eletrobrás deverá atualizar monetariamente os valores dos repasses de

recursos da CDE aos agentes credores, realizados em atraso com relação à data fixada para o

repasse, pela variação mensal do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Ampla –IPCA.

§1º A atualização monetária de que trata o caput deverá ser aplicada a partir da

competência de março de 2015, inclusive para o saldo acumulado de competências anteriores.

§2º Para os repasses efetuados sem data previamente fixada em regulamento ou contrato

firmado com o Fundo Setorial, a correção monetária será devida a partir do mês subsequente ao da

competência do repasse.

Art. 8º A íntegra desta Resolução e seus Anexos encontram-se juntados aos autos, bem

como estarão disponíveis no endereço eletrônico http://www.aneel.gov.br/biblioteca/.

Art. 7º Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.

ROMEU DONIZETE RUFINO

http://www.aneel.gov.br/biblioteca/



ANEXO IV – MINUTA DE RESOLUÇÃO NORMATIVA

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL

RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº , DE 27 DE FEVEREIRO DE 2015

Altera o Módulo 7.1 dos Procedimentos de

Regulação Tarifária – PRORET, que trata dos

Procedimentos Gerais da Estrutura Tarifária

das Concessionárias de Distribuição.

O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA –

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

vista o disposto no art. 6º, 7º e 13 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, nos arts. 15 e 16 da

Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, nos incisos XVII e XVIII, art 3º, da Lei nº 9.427, de 26 de

dezembro de 1996, nos arts. 2º, 3º, 11 e 13 do Decreto nº 62.724 de 17 de maio de 1968,no art. 9º da

Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, no art. 13 do Decreto nº 2003 de 10 de setembro de 1996, no

art 4º, incisos IV e VIII, Anexo I, do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, nos arts. 2º, 3º,

inciso I, e 7º, do Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998, nos §§ 1º e 2º, art. 1º, do Decreto nº 4.562,

de 31 de dezembro de 2002, no Decreto nº 7.891 de 23 de janeiro de 2013 e o que consta dos

Processos nº 48500.005122/2014-91, e considerando que:

após a realização da Audiência Pública nº 003/2015, houve necessidade de aperfeiçoar o

ato regulamentar, resolve:

Art. 1º Alterar o inciso II do parágrafo 20 do Submódulo 7.1 dos Procedimentos de

Regulação Tarifária – PRORET, que passa a vigorar com a seguinte redação:

“II. TE ENCARGOS – é a parcela da TE que recupera os custos de:

a) Encargos de Serviços de Sistema – ESS;

b) Encargo de Energia de Reserva – EER;

c) Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética – P&D_EE;

d) Contribuição sobre Uso de Recursos Hídricos – CFURH; e

e) Quota da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, compreendida por:

i.Devolução dos recursos da CDE de que trata o Art. 4º-A do Decreto nº 7.891, de 23

de janeiro de 2013; e



ii.Amortização da Conta no Ambiente de Contratação Regulada – CONTA – ACR,

de que trata o Art. 4º-C do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013.”

Art. 2º Art. 1º Alterar o parágrafo 22 do Submódulo 7.1 dos Procedimentos de

Regulação Tarifária – PRORET, que passa a vigorar com a seguinte redação:

“ 22. Para o mercado de referência da TE, definido no parágrafo 7 deste Submódulo,

aplicam-se todos os componentes tarifários, exceto:

I. Para concessionária de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, o item

“i” da alínea “e” do inciso II do parágrafo 20 deste Submódulo;

II. Para concessionária ou permissionária de distribuição com mercado próprio inferior a 500

GWh/ano, agente da CCEE, a alínea “a” do inciso II do parágrafo 20 deste Submódulo;

III. Para concessionária ou permissionária de distribuição com mercado próprio inferior a 500

GWh/ano, cotista de Itaipu, o inciso III do parágrafo 21 deste Submódulo.”

Art. 3º. Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.

Parágrafo único. O Submódulo de que trata a Resolução Normativa está disponível no

endereço SGAN – Quadra 603 – Módulos I e J – Brasília – DF, bem como no endereço eletrônico

www.aneel.gov.br

ROMEU DONIZETE RUFINO



ANEXO V – RELATÓRIA DE ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES DA

AP 003/2015

Documents

de Desenvolvimento Energético CDE para 2015. I - DO ......COI, com fundamento no art. 12, caput, da Lei nº 12.035, de 1º de outubro de 2009. Esses recursos estão vinculados ao