4. A AP 068/2012 recebeu contribuições de 15 interessados, abaixo relacionadas:

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1 Nota Técnica n o 068/2013-SRG-SGH/ANEEL Em 6 de setembro de Processo: / Assunto: Análise das contribuições da AP 068/2012, referente à definição de parâmetros regulatórios associados à aprovação de projetos básicos de usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente. I. DO OBJETIVO 1. Esta Nota Técnica tem por objetivo analisar as contribuições recebidas no âmbito da Audiência Pública AP 068/2012, que tratou da definição de parâmetros regulatórios associados à aprovação de projetos básicos de usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente. II. DOS FATOS 2. Em 29 de agosto de 2012, foi emitida a Nota Técnica nº 063/2012-SRG-SGH/ANEEL, propondo minuta de resolução para definir parâmetros regulatórios associados à aprovação de projetos básicos de aproveitamentos hidrelétricos não despachados centralizadamente pelo ONS. 3. Na 34º Reunião Pública Ordinária da Diretoria, realizada em 13 de setembro de 2012, a Diretoria decidiu aprovar a instauração de Audiência Pública, no período de 17 de setembro a 17 de outubro de O prazo foi posteriormente estendido por 30 dias. III. DA ANÁLISE 4. A AP 068/2012 recebeu contribuições de 15 interessados, abaixo relacionadas: Nº Interessados 1 Companhia Energética de Minas Gerais Cemig 2 Energias Complementares do Brasil Geração de Energia Elétrica S.A. EC Brasil 3 Alstom 4 Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica APINE 5 Celesc Geração 6 Abiape 7 ABRAGEL

2 Pág. 2 da Nota Técnica nº 068/2013-SRG/SGH/ANEEL, de 6/9/ Minas PCH 9 ABDIB 10 Prime Projetos e Consultoria 11 Brasil PCH 12 Eletrosul 13 Omega Energia 14 CPFL Energias Renováveis 15 VOITH 5. As contribuições e as respectivas justificativas para sua aceitação, ou não, estão expostas no Anexo I desta Nota Técnica, sendo que as principais propostas estão comentadas a seguir. 6. Sobre os valores dos padrões regulatórios, as contribuições recebidas estão sintetizadas na tabela que se segue. Nº Interessados Rendimento Perdas Consumo Perdas TEIF IP Turbina/Gerador Hidráulicas interno Elétricas AP 68/ ,5% 1,26% 4,45% 2% 3% 1% 1,55% 1 Cemig Retirar - 118h/un, c/ IP P.el = ZxI² 2 EC Brasil 91% Declarado Declarado - de 3 Alstom Retirar Retirar Retirar Retirar Retirar Retirar Retirar 10kW 4 APINE 89,8% 1,14% 118h/un, c/ IP 0 Francis ou Pelton 15kW P.el = ZxI² Kaplan 5 Celesc 90,5% - 1% Geração - 1,2% 6 Abiape 90,9% - Declarado - 7 ABRAGEL 90,9% - 1% 8 Minas PCH 91,8% - Kaplan 89,9% - Francis 9 ABDIB 89,8% 1,14% 118h/un, c/ IP 0 - de de - 2,87% Retirar Retirar Retirar 10kW Francis ou Pelton 15kW Kaplan P.el = ZxI² 10 Prime 87,5% ou Fabricante - Retirar Retirar Brasil PCH - Reavaliar Reavaliar Eletrosul Omega 90,9% 1% 0 ou 2,87% Retirar Energia de 14 CPFL 90,9% 1,23% 2,87% VOITH Retirar Retirar Retirar Retirar Retirar Retirar 7. Analisando-se as contribuições recebidas percebe-se que, para rendimento do conjunto turbina/gerador, há divergência em relação ao valor proposto, mas a maioria das contribuições apresenta valor alternativo.

3 Pág. 3 da Nota Técnica nº 068/2013-SRG/SGH/ANEEL, de 6/9/ A proposta mais recorrente considera a adoção de um rendimento conjunto turbinagerador de 90,9%, correspondente ao rendimento médio das usinas integrantes do deck do Msui com menos de 15 anos de operação. Conceitualmente, entendemos a sugestão válida. No entanto, ao se verificar o histórico de aprovações de projetos básicos de PCHs de a , perfazendo mais de 100 projetos, observou-se que apenas 6% dos projetos tinham rendimentos iguais ou superiores ao sugerido. 9. Após essa constatação, identificou-se que o valor sugerido na audiência não atendia ao propósito do regulamento por ser muito arrojado. Por outro lado, o valor proposto pela ANEEL, de 87,5%, é inferior a 80% dos valores do histórico de aprovações, o que pode ser muito conservador. Sob essa perspectiva, entendemos mais apropriado a adoção da moda da série de aprovações, igual a 88,3%, uma vez que representa o valor mais frequente encontrado na amostra, o que é adequado para valor regulatório. 10. Como na Portaria MME nº 463/2009, e nos despachos de aprovação especificam-se os valores de rendimentos de turbina e gerador, consideramos adequado separá-los, mantendo-se o valor do conjunto em 88,3%. Assim, para um valor usual de rendimento de gerador de 97%, o valor do rendimento da turbina será de 91,0%. 11. Em relação às indisponibilidades, os valores sugeridos para TEIF estão próximos ao encaminhado para audiência pública, não tendo proposta alternativa em grande parte das contribuições recebidas. Já para o valor de IP, observa-se o oposto, com muitas críticas ao valor proposto. 12. Os agentes alegam que a utilização da indisponibilidade programada das usinas despachadas não é adequada para as usinas não despachadas, pois a apuração das indisponibilidades programadas pelo ONS considera qualquer parada programada como indisponibilidade, independentemente da unidade ter ou não condições de geração devido à afluência, o que caracteriza um incentivo à programação da manutenção para os períodos de baixa afluência. 13. De fato, como a verificação/acompanhamento da indisponibilidade é indireta, por meio da medição de geração, há incentivo ao agente para programação da manutenção para os períodos de baixa afluência, de forma a minimizar o impacto sobre a geração. Não considerar essa particularidade no índice poderia desestimular a eficiência na programação da manutenção, o que não é desejável. 14. Olhando a particularidade das usinas não despachadas, em que o controle do desempenho do aproveitamento se dá de modo indireto, por meio da aferição da geração, a variável relevante é o tempo de parada total e não suas parcelas indisponibilidade forçada e programada individualmente. Nesse contexto, buscou-se estabelecer um valor de indisponibilidade total, para depois abri-lo em suas duas componentes. 15. Da mesma forma como se utilizou o histórico de aprovações de projetos básicos para o rendimento do conjunto turbina gerador, considerou-se a moda desse histórico para definir o valor de indisponibilidade total para os aproveitamentos não despachados centralizadamente, chegando-se a 1 Ano em que a ANEEL começou a publicar os parâmetros dos projetos básicos aprovados. 2 Não foram considerados os anos de 2012 e 2013, porque a ANEEL começou, em alguma medida, a padronizar os valores utilizados na aprovação.

4 Pág. 4 da Nota Técnica nº 068/2013-SRG/SGH/ANEEL, de 6/9/ ,94%. Mantendo-se o valor de indisponibilidade forçada sugerido para audiência pública (1,26%), obtêmse 3,73% para a indisponibilidade programada. 16. Quanto à adoção do IP igual a zero, coforme sugerido nas contribuições, abrir-se-ia a possibilidade da discussão do caso a caso, tendo que avaliar sua aplicabilidade. Além disso, o que fazer se o IP fosse quase zero? Aplicar a referência ou zero ou o valor quase zero. Adoção do IP igual a zero não converge com o propósito da regulação em tela. 17. Para perdas hidráulicas, as contribuições recebidas propuseram ou a apresentação da memória de cálculo para sua definição ou a retirada desse parâmetro, o que também não converge com o propósito da regulação em tela. Assim, observando o histórico de aprovações, identifica-se que a proposição de 2% e 3%, de modo geral, está aderente aos valores constantes dos projetos aprovados, sendo que, em muitos casos, os valores dos projetos são superiores aos propostos. 18. No que concerne às perdas elétricas, 47% (7) das contribuições foram no sentido da utilização de memória de cálculo, o que a SGH entendeu como pertinente haja vista as características desse parâmetro. 19. Assim sendo, propõe-se calcular as perdas elétricas considerando as características da linha de interesse restrito (tensão e comprimento da linha e resistência do condutor) e a potência gerada (calculada a partir do histórico mensal de vazões), descontada do consumo interno. 20. Posto isso, as perdas elétricas são obtidas a partir da seguinte equação: Sendo: R = Resistência ôhmica do condutor (Ohms/km); L = Comprimento da linha de transmissão (km); Pinst = Potência instalada (MW); V = Tensão na linha de interesse restrito (kv); Cint = consumo interno (MWmédio) i = 1,2, 3,..., n; n = Quantidade de meses do histórico de vazões;

5 Pág. 5 da Nota Técnica nº 068/2013-SRG/SGH/ANEEL, de 6/9/2013. Q i = Vazão média do mês i do histórico de vazões (m³/s ); q r = Vazão remanescente do aproveitamento (m³/s ); q u = Vazão de uso consuntivos (m³/s ); H b = Queda bruta nominal (m); h = Perdas hidráulicas nominais (m); tg = Rendimento do conjunto turbina e gerador (%). 21. Já em relação ao consumo interno, ressalta-se que 60% dos participantes não se manifestaram em relação a esse parâmetro e 27% propuseram retirá-lo, o que vai de encontro ao disposto na Portaria MME nº 463, de 2009, que considera esse parâmetro como definidor da garantia física. Por fim, apenas duas contribuições (13% do total) foram no sentido de alterar o valor regulatório para o consumo interno, ambas relacionando-o com o tipo de turbina utilizada. 22. Diante do disposto no parágrafo acima e considerando o mesmo critério utilizado na definição do rendimento e das taxas de indisponibilidades, calculou-se a moda dos valores de consumo interno informados pelo agentes responsável (conjunto 88 projetos básicos), que resultou em 0,3% do valor da potência instalada. 23. Em relação ao texto da minuta de resolução, considerando as preocupações manifestadas pelos agentes em suas contribuições, foram realizadas alterações de forma no sentido de melhor esclarecer: a) o propósito da resolução, ou seja, definir valores regulatórios para os parâmetros relacionados no anexo; e b) que o disposto nesta resolução não se aplica a projetos básicos já aprovados. 24. Em relação ao item b, o texto da minuta ressalta como exceção aqueles projetos básicos aprovados tendo como referência os valores regulatórios submetidos à audiência pública. 25. Nesses projetos, a Nota Técnica de aprovação manifestou expressamente que os valores definidos com base naqueles submetidos à referida AP poderiam ser alterados, mediante solicitação do agente responsável, caso viessem a ser revistos com a incorporação das contribuições recebidas. 26. Por fim, é proposta a retirada do art. 3º, haja vista que o disposto nesse artigo em nada acrescenta, pois a realização prévia de audiência pública em processo que afete direitos de agentes econômicos do setor elétrico já está definida na Lei nº 9.427/2006 (art.4º, 3º), que instituiu esta agência. IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 27. A argumentação expressa nesta Nota Técnica é fundamentada nos seguintes instrumentos legais: Os parágrafos 2º e 3º, do artigo 5º, Lei nº Resolução nº 343, de 9 de dezembro de Portaria nº 463, de 3 de dezembro de 2009.

6 Pág. 6 da Nota Técnica nº 068/2013-SRG/SGH/ANEEL, de 6/9/2013. V. DA CONCLUSÃO Resolução Normativa nº 409, de 10 de agosto de As contribuições recebidas serviram para aperfeiçoar a proposta submetida à audiência pública, em especial aos parâmetros regulatórios. Os valores finais propostos são: Rendimento nominal por Turbina 91,0%; Rendimento nominal por Gerador 97,0% Taxa equivalente de indisponibilidade forçada (TEIF) 1,26%; Indisponibilidade programada (IP) 3,73%; Perdas hidráulicas nominais para arranjo compacto 2%; Perdas hidráulicas nominais para arranjo com derivação 3%; Consumo interno 0,3% da potência instalada em MWmed; e Perdas elétricas até o ponto de conexão equação 29. Há que se destacar, também, o importante benefício relacionado à celeridade na análise dos projetos básicos. VI. DA RECOMENDAÇÃO 30. Recomenda-se o encaminhamento da minuta de Resolução Normativa para apreciação da Diretoria Colegiada a fim de estabelecer valores regulatórios. MATEUS MACHADO NEVES Especialista em Regulação SRG FERNANDO COLLI MUNHOZ Assessor SRG RENATO MARQUES BATISTA Especialista em Regulação SGH IGOR BARRA CAMINHA Especialista em Regulação SGH RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO Especialista em Regulação SGH AYMORÉ DE CASTRO ALVIM FILHO Assessor SGH De acordo: RUI GUILHERME ALTIERI SILVA Superintendente de Regulação dos Serviços de Geração ODENIR JOSÉ DOS REIS Superintendente de Gestão e Estudos Hidroenergéticos