3. Os requisitos e critérios para a aludida modificação do regime de exploração do serviço estão estabelecidos no art. 2º da REN nº 467/2011.

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1 Nota Técnica nº 076/2012-SRG-SRE-SEM/ANEEL Em 1º de outubro de Processo nº: / Assunto: Resolução Normativa nº 467/2011 Análise do alcance do dispositivo previsto no art. 8º. I. DO OBJETIVO A presente Nota Técnica tem por objetivo analisar o alcance do dispositivo previsto no art. 8º da Resolução Normativa (REN) nº 467, de 2011, no que tange à reversão para a modicidade tarifária das isenções e descontos auferidos por aproveitamento hidrelétrico em razão da modificação do regime de exploração da concessão, quando da existência de contrato de compra e venda de energia elétrica celebrado com concessionária de distribuição. II. DOS FATOS 2. A modificação do regime de exploração de aproveitamentos hidrelétricos de serviço público para produção independente de energia tem previsão legal no art. 20 da Lei nº , de 2004, com a redação dada pelas Leis nº , de 2007 e nº , de Os requisitos e critérios para a aludida modificação do regime de exploração do serviço estão estabelecidos no art. 2º da REN nº 467/ Durante a 15ª Reunião Pública Ordinária de 2012, quando da análise do requerimento de modificação de regime de exploração de aproveitamentos hidrelétricos apresentado pela Celesc Geração S.A. 1, o Diretor-Relator da matéria suscitou dúvida quanto à adequação do alcance do dispositivo previsto no art. 8º da REN nº 467/2011: Art. 8º Toda isenção e desconto decorrentes da modificação do regime de exploração, auferidos por aproveitamento hidrelétrico que tenha celebrado contrato de compra e venda de energia elétrica com concessionária de distribuição nos termos do inciso II do art. 2º da Resolução Normativa nº 167, de 10 de outubro de 2005, ensejarão a redução da tarifa da energia elétrica estabelecida no respectivo contrato, visando à modicidade tarifária. 1 Processo nº /

2 Pág. 2 da Nota Técnica nº 076/2012-SRG-SRE-SEM/ANEEL, de 1/10/ Acolhendo os argumentos apresentados no voto do Diretor-Relator, a Diretoria Colegiada determinou à SRE e à SRG, sob coordenação desta, que analise e submeta em um prazo de 30 dias, a necessidade de alteração da REN nº 467, de 2011, de modo a permitir a reversão de descontos e isenções auferidos por usinas objeto de reenquadramento como Produtor Independente de Energia (PIE), para a modicidade tarifária da energia elétrica comercializada com concessionárias de distribuição, desde que a transação não tenha sido realizada em leilões realizados pela ANEEL e posteriores ao enquadramento das respectivas usinas. III. DA ANÁLISE 6. Cumpridas as exigências legais e regulamentares para a modificação do regime de exploração da concessão, um dado aproveitamento hidrelétrico que comprove possuir características de Pequena Central Hidrelétrica (PCH), nos termos da REN nº 652, de 2003, poderá, a partir do reenquadramento como PIE, auferir os seguintes benefícios econômicos: desconto de no mínimo 50% na tarifa de uso do sistema de distribuição ou transmissão, conforme 1º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 1996; isenção de aplicar anualmente 1% de sua receita operacional líquida em projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) do setor elétrico, de acordo com o art. 2º da Lei nº 9.991, de 2000; e não pagamento da Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos CFURH, de que trata a Lei nº 7.990, de 1989, com isenções ampliadas pelo 4º, art. 26, da Lei nº 9.427, de Outro efeito econômico decorrente da mudança do regime de exploração da concessão é a substituição do recolhimento, às Centrais Elétricas Brasileiras S.A. ELETROBRÁS, das quotas anuais da Reserva Global de Reversão - RGR, na forma da Resolução ANEEL nº 23, de 1999, pelo pagamento do encargo relativo ao Uso do Bem Público UBP, na forma do art. 4º da REN nº 467, de Durante o período no qual a usina pagará pelo UBP, que é de cinco anos, limitados ao prazo remanescente da concessão original, não é possível determinar, a princípio, se essa obterá aumento ou redução de custo, pois esse resultado depende dos valores de RGR e UBP atribuídos à usina. Com o fim do referido prazo, a usina obterá mais um benefício econômico, pois já não recolhe a RGR e deixará de pagar pelo UBP. 8. Em relação à reversão para a modicidade tarifária dos benefícios econômicos auferidos por um aproveitamento hidrelétrico que venha a modificar o regime de exploração da concessão, o art. 8º da REN nº 467, de 2011, já prevê tal tratamento para o caso de usina que celebrou contrato de compra e venda de energia elétrica com concessionária de distribuição na modalidade de Geração Distribuída (GD) desverticalizada. Para avaliar o alcance do art. 8º da REN nº 467, de 2011, ao menos três questões precisam ser analisadas: a) o objetivo da política pública que permitiu a mudança do regime de exploração da concessão de aproveitamentos hidrelétricos; b) as características das outras modalidades de contratação de energia entre usinas objeto de reenquadramento como PIE e agentes de distribuição; e c) o impacto tarifário decorrente de tal política pública.

3 Pág. 3 da Nota Técnica nº 076/2012-SRG-SRE-SEM/ANEEL, de 1/10/ Essas três questões serão analisadas a seguir. A. A Política Pública 10. A possibilidade de mudança do regime de exploração de aproveitamentos hidrelétricos foi instituída pela Medida Provisória (MP) nº 351, de 2007, convertida na Lei n.º , de 2007, que trata do Regime Especial de Incentivo para o Desenvolvimento da Infraestrutura (REIDI). Esse regime está inserido no Plano de Aceleração do Crescimento (PAC) e beneficia empreendimentos nos setores de saneamento, transporte, portos e energia. 11. Segundo consta do Parecer do Relator, na Comissão Mista, do Projeto de Lei de Conversão da MP nº 351, de 2007, o objetivo principal do REIDI é promover o crescimento da economia, atraindo investimentos privados para os setores de infraestrutura. O regime é essencialmente tributário, pois concede incentivos fiscais nas contribuições para o PIS/PASEP e na COFINS, mas dá outras providências com relação a setores específicos da economia. 12. Com relação ao setor elétrico, a MP nº 351, de 2007, introduziu novas regras para comercialização e concessão de energia elétrica, com o objetivo principal de recuperar a competitividade de empreendimentos existentes e permitir a entrada de novos investidores no setor, ampliando a oferta de energia elétrica e reduzindo o seu custo. Com isso, foram criadas novas regras para o pagamento pelo UBP, para a participação de empreendimentos no PROINFA e para a concessão de descontos na TUSD, além de possibilitar a mudança do regime de exploração de aproveitamentos hidrelétricos. A justificativa para essa última medida, objeto de análise desta Nota Técnica, é a ampliação das possibilidades de comercialização de energia pelas centrais geradoras com características de PCH que possuem outorga de concessão de serviço público Conforme consta nas justificativas das Emendas nº 29 e 72 à MP º 351, de 2007, que trataram da possibilidade de mudança do regime de exploração de aproveitamentos hidrelétricos: As experiências vividas em passado recente pelo setor elétrico na oferta de energia elétrica, bem como a situação conjuntural do setor, evidenciam que o País não pode deixar de contar com todas as fontes de geração ou mecanismos que contribuam direta ou indiretamente para o aumento da oferta de energia elétrica. Também se faz conveniente ampliar o processo de competição, propiciando aos consumidores industriais reduzir seus custos, o que contribui para o aumento da produção com geração de renda. Essa situação se alinha perfeitamente aos objetivos e metas do PAC e, em especial, ao escopo da MP nº 35/2007, que cria mecanismos de incentivos para o desenvolvimento da infraestrutura do País. Assim, a Emenda ora proposta vem ao encontro da MP citada, pois direciona incentivos para a oferta de energia elétrica a preços competitivos que é vital para o desenvolvimento sustentável do país. 2 Pg. 19 e 20 do Parecer do Relator, pela Comissão Mista, à MP nº 351, de 2007, e Emendas.

4 Pág. 4 da Nota Técnica nº 076/2012-SRG-SRE-SEM/ANEEL, de 1/10/2012. Além dos mecanismos regulatórios existentes, é de todo conveniente para favorecer novos investimentos, estatal ou privado, no setor, e manter a confiança naqueles que já investem na oferta de energia elétrica, criar opções para aumentar a competição, gerando receitas adicionais legítimas que poderiam ser reinvestidas na ampliação da oferta de energia elétrica. Nesse sentido, surge como alternativa ampliar as possibilidades de comercialização de energia das centrais geradoras de serviço público com características de PCHs e de empreendimentos com essas características que ainda serão construídos e possuam também outorga de serviço público, desde que oriundas de processo de desverticalização, estendendo a eles os benefícios conferidos às PCHs pela Lei. Essas centrais geradoras de serviço público com características de PCHs, antes da desverticalização, tinham seu equilíbrio econômico e financeiro assegurado, o que deixou de ocorrer depois de concluída a segregação de atividades das distribuidoras. Atualmente, essas centrais só podem vender energia em leilões públicos de energia promovidos pela ANEEL, por meio da CCEE, ou a consumidores potencialmente livres com carga maior ou igual a 3MW. Nessa situação, tais empreendimentos nem sempre podem se viabilizar como serviço público, necessitando compartilhar dos benefícios que as PCHs dispõem. Dessa forma, essas centrais geradores não podem comercializar com consumidor ou conjunto de consumidores reunidos por comunhão de interesses de fato ou de direito cuja carga seja maior ou igual a 500 kw, como aplicável às PCHs e aquelas com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada, conforme disposto no art. 26 da Lei nº 9.427/96, e nem gozam dos descontos no uso das redes elétricas, pois não foram outorgadas na modalidade de PIE. Estender esses benefícios ampliará as oportunidades de venda aos consumidores, sem, no entanto, repercutir na receita da RGR, pois essas centrais geradoras continuariam a recolher esse encargo na forma de UBP. Para isso se faz necessário dispositivo legal que permita ao Poder Concedente alterar o regime das centrais geradoras mencionadas de serviço público para PIE, a título oneroso, desde que oriundas de desverticalização. 14. Pelo exposto, na análise quanto ao alcance do art. 8º da REN nº 467, de 2011, é preciso considerar que a possibilidade de reversão para a modicidade tarifária dos benefícios econômicos auferidos pelas usinas objeto de reenquadramento como PIE não podem anular os objetivos pretendidos pela referida política pública. Por outro lado, cabe buscar que esses benefícios econômicos deem efetividade à política preconizada pela MP 351, de 2007, no sentido de reduzir o custo da energia elétrica comercializada por essas usinas.

5 Pág. 5 da Nota Técnica nº 076/2012-SRG-SRE-SEM/ANEEL, de 1/10/ O passo seguinte é analisar as características dos contratos de compra e venda de energia elétrica celebrados entre os empreendimentos hidrelétricos objeto de reenquadramento como PIE e agentes de distribuição, para depois tentar simular os efeitos econômicos decorrentes da mudança do regime de exploração da concessão, no preço da energia contratada e, consequentemente, nas tarifas pagas pelos consumidores finais dos distribuidores. B. Os Contratos de Compra e Venda de Energia 16. A REN nº 167, de 2005, que trata da contratação de energia de GD por concessionária, permissionária ou autorizada de distribuição do Sistema Interligado Nacional (SIN), estabelece que a distribuidora pode optar por duas formas de contratação de GD, uma por meio de chamada pública e outra de empresa decorrente da separação de atividades de concessionária de distribuição: Art. 2º Na contratação de energia elétrica proveniente de geração distribuída o agente de distribuição deverá optar por uma das seguintes formas: I processo de chamada pública, de forma a garantir a publicidade, transparência e igualdade aos interessados; ou II compra de energia elétrica produzida pela empresa de geração decorrente da desverticalização, cujos contratos de compra e venda deverão ser registrados na ANEEL e na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE. Parágrafo único. A contratação a que alude o caput será feita, exclusivamente, pelo agente em cuja rede de distribuição o respectivo empreendimento esteja conectado. 17. Na modalidade de chamada pública, o preço da energia resulta de um processo licitatório, que deve garantir publicidade, transparência e igualdade aos interessados. Nesse caso, o montante de energia contratado não pode exceder a 10% da carga da distribuidora e o repasse às tarifas da distribuidora do custo da energia contrata é limitado ao Valor Anual de Referência (VR). 18. Na contratação de GD decorrente de desverticalização, o valor da energia é definido pela ANEEL com base nos custos regulatórios considerados na última revisão tarifária da distribuidora, que incluem os seguintes itens: remuneração e quota de reintegração dos ativos; custos operacionais; RGR; encargo de uso do sistema de distribuição; CFURH; Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica TFSEE; P&D; e contribuições para o PIS/PASEP e a COFINS. Após a definição desse valor, a tarifa é reajustada anualmente considerando, para os custos operacionais, a remuneração e a quota de reintegração do capital, e a atualização dos valores originais pelo Índice Geral de Preços do Mercado - IGP-M; e para os demais custos, os valores vigentes. 19. Portanto, com relação à formação do valor da energia, é clara a distinção entre as duas formas de contratação de GD: a primeira é baseada em um preço de mercado, resultante de processo licitatório, sobre o qual se aplicam limites de valor e quantidade, não sendo possível identificar os custos formadores desse valor; e a segunda é realizada com tarifa regulada, cujo valor é definido pela ANEEL, com a identificação completa dos custos do gerador e o reconhecimento integral das variações anuais de seus valores no preço da energia contratada. 20. Na modalidade de contratação regulada, qualquer alteração nos valores dos custos do gerador, para mais ou para menos, são repassados automaticamente e integralmente ao valor da energia contratada, no momento dos reajustes e revisões tarifárias do distribuidor comprador. Dessa forma, os

6 Pág. 6 da Nota Técnica nº 076/2012-SRG-SRE-SEM/ANEEL, de 1/10/2012. impactos econômicos decorrentes da modificação do regime de exploração da concessão, como, por exemplo, o desconto na tarifa de uso do sistema de distribuição ou transmissão, a isenção do P&D, a isenção da CFURH, o pagamento pelo UBP e o não pagamento da RGR devem ser integralmente repassados ao valor da energia contratada com o distribuidor. 21. Pelo exposto, conclui-se que a aplicação do disposto no art. 8º da REN 467, de 2011, deve ser automática para os contratos firmados na modalidade de GD desverticalizada. O mesmo não se pode concluir para as demais modalidades de contratação de energia com agentes de distribuição, quais sejam: GD por meio de chamada pública; contratos bilaterais anteriores à Lei n.º , de 2004; e, também, Contratos de comercialização de Energia Elétrica no Ambiente de Contratação Regulado CCEARs, embora esses não sejam objeto da análise solicitada pela Diretoria. Isso porque, em todas essas modalidades, o valor da energia contratada é determinado por um preço de mercado, cuja formação do valor não é perfeitamente identificável pelo regulador. C. O Impacto Tarifário 22. Com intuito de simular um possível impacto tarifário decorrente da mudança do regime de exploração da concessão, foram selecionados os aproveitamentos hidrelétricos que atendem concomitantemente aos seguintes critérios: a) titular de concessão de serviço público; b) em operação no SIN; c) com contrato de compra e venda de energia celebrado com agente de distribuição, na modalidade de GD por chamada pública ou bilateral anterior à Lei n.º , de 2004; d) pode requerer a alteração do regime de exploração da concessão, nos termos do art. 2º da REN nº 467/2011; e e) tem característica de pequena central hidrelétrica, nos termos da REN nº 652/ A Tabela 1 discrimina a usina; o tipo de geração; a potência instalada outorgada; o proprietário da usina; o agente de distribuição comprador da energia da usina; a modalidade de contratação; o início e o fim do contrato de compra e venda de energia; o montante e o preço contratados; a data base; e a regra de reajuste do preço contratado. 3 Salienta-se que, na elaboração da seleção, partiu-se do pressuposto de que os aproveitamentos hidrelétricos cumprem o requisito de área inundada definido na REN nº 652/2003 para enquadramento como PCH (contudo, cabe ao agente gerador interessado demonstrar à ANEEL que determinado aproveitamento hidrelétrico cumpre tal requisito quando do requerimento de modificação do regime de exploração, cf. inciso II do art. 3º da REN nº 467/2011).

7 Tabela 1 Aproveitamentos hidrelétricos em operação no SIN, sob o regime de serviço público, que comercializam energia com distribuidores, na modalidade GD por chamada pública ou bilateral anterior à Lei nº /2004, e podem requerer o reenquadramento como PIE. Usina Tipo de Geração Potência Outorgada Proprietário da Usina Baruíto PCH ,0 GLOBAL-Global Energia Elétrica S.A. Salto Belo PCH 4.000,0 ENERCOOP- Enercoop Braço Norte II PCH 9.600,0 ELETRAM-Eletricidade da Amazônia S.A. Assis Chateaubrind (Salto Mimoso) UHE ,0 Chibarro PCH 2.600,0 Esmeril PCH 5.040,0 Gavião Peixoto PCH 4.800,0 Lençóis PCH 1.680,0 São Joaquim PCH 8.050,0 Dourados PCH ,0 Capão Preto PCH 4.300,0 Salto Grande PCH 4.550,0 Pinhal PCH 6.800,0 Santana PCH 4.320,0 Americana UHE ,0 Eloy Chaves UHE ,0 Jaguari UHE ,0 Jaguari UHE ,0 Pantanal Energética Chimay Emp. e Par. Chimay Emp. e Par. Chimay Emp. e Par. Chimay Emp. e Par. Chimay Emp. e Par. Chimay Emp. e Par. Chimay Emp. e Par. Jayaditya Emp. e Par. Mohini Emp. e Par. Jayaditya Emp. e Par. Jayaditya Emp. e Par. Mohini Emp. e Par. Mohini Emp. e Par. CESP-Companhia Energética de São Paulo Agente de Distribuição Comprador Modalidade de Contratação Início do Contrato Fim do Contrato Cemat Bilateral 01/10/ /09/2022 Montante Contratado MWh/ano (a partir de 2003) Preço Contratado Data Base Índice de Atualização R$ 64,00 / MWh set-01 IGPM Cemat Bilateral 01/08/ /06/ MWh/ano Cr$ 1421,76 abr-93 INPC Cemat Bilateral 06/04/ /06/ MWh/ano Enersul CPFL - Paulista CPFL - Paulista CPFL - Paulista GD - CP - Partes Relacionadas 01/01/ /12/ ,3 MW médios/ano R$60 até MWh/ano; R$40 no que exceder abr-98 IGPM R$ 139,44 / MWh dez-07 IPCA

8 24. Das usinas discriminadas na Tabela 1, nota-se que os contratos firmados com a CPFL Paulista se encerram em dezembro deste ano, por isso, para fins de simulação do impacto tarifário decorrente da alteração do regime de exploração da concessão, estão sendo considerados apenas os contratos celebrados com as distribuidoras Cemat e Enersul. 25. Com a mudança do regime de exploração da concessão, esperam-se os seguintes efeitos econômicos: desconto na TUSD: geradores devem pagar pelo uso dos sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica, nos termos da REN nº 281, de Aqueles com características de PCH podem obter desconto de no mínimo 50% na respectiva tarifa de uso. Conforme REN nº 77, de 2004, as usinas Salto Belo, Braço Norte e Salto Mimoso podem requerer redução de 50% da tarifa de uso da distribuidora em cuja rede estão conectadas e a usina Baruíto poderá receber 100% de desconto na respectiva tarifa. isenção do P&D: as concessionárias e autorizadas de geração de energia elétrica devem investir anualmente 1% da receita operacional líquida em projetos de P&D do setor elétrico. Dentre as isenções previstas em Lei, estão as PCHs. Como as usinas Baruíto, Braço Norte e Salto Belo já são classificadas como PCH, estão desobrigadas de realizarem investimentos em projetos dessa natureza. Apenas a usina Salto Mimoso será beneficiada com o reenquadramento como PIE, pois, com isso, também poderá requerer o reenquadramento como PCH, nos termos da Resolução ANEEL nº 652, de CFURH: conforme legislação vigente, estão isentos do pagamento da compensação financeira pelo uso dos recursos hídricos os seguintes empreendimentos hidrelétricos: com potência até 10MW, independente do regime de exploração; com potência entre 10MW e 30MW, com características de PCH, destinados à autoprodução ou à produção independente de energia e que tenham iniciado a operação comercial após 27 de maio de 1998; e com potência acima de 30 MW, apenas a energia destinada à autoprodução e desde que a unidade consumidora se localize no mesmo município da geração. Uma vez que a usina Salto Mimoso iniciou operação no ano de 1969, não fará jus à isenção em questão. Conforme Resolução ANEEL nº 67, de 2001, o encargo corresponde a 6,75% da Tarifa Atualizada de Referência TAR vigente, aplicada à energia gerada pelo aproveitamento hidrelétrico. Substituição da RGR pelo UBP: a usina titular de concessão de serviço público deve recolher à ELETROBRÁS quotas anuais relativas à RGR, cujos valores correspondem a 2,5% do investimento pro rata tempore, observado o limite de 3,0% da receita da concessionária. Com o reenquadramento como PIE, a usina deixa de recolher as quotas da RGR e passa a pagar pelo uso do bem público, por cinco anos, limitados ao prazo remanescente da concessão original. O valor do pagamento pelo UBP corresponde a 2,5% da receita resultante da multiplicação do VR vigente pela garantia física da usina. 26. A Tabela 2 mostra a estimativa do efeito econômico decorrente da alteração do regime de exploração das usinas Baruíto, Braço Norte, Salto Belo e Salto Mimoso.

9 Pág. 09 da Nota Técnica nº 076/2012-SRG-SRE-SEM/ANEEL, de 1º/10/2012. Tabela 2 Efeito econômico decorrente a mudança do regime de exploração das usinas selecionas. Usina Preço da Energia Contratada (R$/MWh) 1 Montante de Energia Contratada (MWh) 1 Receita de venda de energia (R$) 2 MUSD (kw)1 TUSD (kw)1 (R$/kW) 1 Desconto na TUSD em R$/MWh 3 P&D em R$/MWh 4 CFURH R$/MWh 5 (R$/MWh) 6 (R$/MWh) 7 RGR UBP Efeito econômico da mudança de regime (R$/MWh) Baruíto 141, , ,64 (13,92) (1,42) (4,92) (4,26) 4,05 (20,47) Salto Belo 95, , ,28 (3,08) (0,95) (2,86) 4,05 (2,85) Braço Norte II 193, , ,28 (5,62) (1,94) (5,81) 4,05 (9,31) Assis Chateaubrind (Salto Mimoso) 176, , ,33 (3,83) (1,76) (5,29) 4,05 (6,83) Valores considerados no último reajuste ou revisão tarifária do agente de distribuição comprador. Montante de energia contratado multiplicado pelo preço contratado. Desconto na TUSD em R$ (MUSDxTUSDx50% ou 100% ), dividido pelo montante de energia contratado. 1% da receita de venda de energia. TAR (R$72,87/MWh) x 6,75%. 3% da receita de venda de energia. VR de 2012 (R$161,94/MWh) x 2,5% Considerando os custos com encargo de uso do sistema de distribuição, contribuições para o programa de P&D do setor elétrico, CFURH, recolhimento da RGR e pagamento pelo UBP, espera-se, num primeiro momento, que as usinas Baruíto, Salto Belo, Braço Norte II e Salto Mimoso tenham,

10 Pág. 10 da Nota Técnica nº 076/2012-SRG-SRE-SEM/ANEEL, de 1º/10/2012. respectivamente, as seguintes reduções em seus custos: R$20,47/MWh; R$2,85/MWh; R$9,31/MWh e R$6,83/MWh. 28. Conforme explicado no item anterior, diferentemente dos contratos firmados com GD desverticalizada, os contratos bilaterais antigos e os de GD por chamada pública são celebrados com base em um preço de mercado, cuja formação do valor não é perfeitamente identificável pelo regulador. Além disso, as regras de reajuste desses valores são atreladas a índices de preços da economia (IGPM, IPCA ou INPC) que não acompanham as variações dos valores dos encargos setoriais. Portanto, não é possível estabelecer quanto dos referidos efeitos econômicos poderiam ser refletidos no preço da energia contratada. 29. Para exemplificar, considere-se o encargo de uso do sistema de distribuição. O desconto concedido na respectiva tarifa não implica necessariamente redução do preço da energia contratada, uma vez que a tarifa de uso considerada na formação do preço original do contrato é diferente daquela sobre a qual será aplicado o desconto. A tarifa aplicada aos geradores (TUSDg) é reajustada anualmente com base no índice de reajuste tarifário da distribuidora, conforme fórmula paramétrica que consta do contrato de concessão de distribuição, que considera a variação do IGP-M, o fator X e a variação dos valores de itens da Parcela A: encargos setoriais, compra e transporte de energia. Dessa forma, o índice de atualização da energia contratada com as referidas usinas não acompanha necessariamente o índice de reajuste das tarifas da distribuidora. Além disso, cabe destacar que a metodologia de cálculo da TUSDg foi alterada por meio da REN nº 349, de 2009, o que causou, em alguns casos, aumentos tarifários significativos, ensejando inclusive a aplicação de um período de transição, no qual as tarifas de uso do sistema de distribuição são limitadas às tarifas de uso do sistema de transmissão. É o que acontece, por exemplo, com as tarifas de uso aplicadas às usinas Baruíto e Salto Mimoso. 30. As contribuições para a RGR e os gastos com P&D são mais facilmente associados ao preço da energia contratada, pois são calculados com base em um percentual da receita do gerador, mas a CFURH depende do valor da TAR, que é calculada pela ANEEL com base no custo médio de compra de energia de todos os agentes de distribuição do SIN, descontados encargos setoriais, custos de transporte e impostos vinculados à atividade de geração. A TAR é revisada pela ANEEL a cada quatro anos e atualizada anualmente pelo IPCA 4. Dos contratos de compra e venda de energia analisados, apenas aquele celebrado entre a usina Salto Mimoso e a Cemat tem o IPCA como índice de atualização do preço da energia contratada. 31. Dos efeitos econômicos analisados, apenas os descontos concedidos na TUSDg tem impacto negativo direto nas tarifas pagas pelos consumidores finais das distribuidoras, isso, independentemente da contratação de energia com a usina objeto de reenquadramento como PIE, uma vez que esse desconto configura-se como um subsídio tarifário, cuja perda de receita imposta ao distribuidor é compensada na própria estrutura tarifária deste, ou seja, as tarifas pagas pelos demais consumidores finais do distribuidor são elevadas para compensar os descontos concedidos aos produtores e consumidores de fontes incentivadas 5. 4 Nota Técnica nº 320/SRE-ANEEL, de oito de dezembro de Conforme Lei nº 9.074, de 1995: Art. 35. A estipulação de novos benefícios tarifários pelo poder concedente, fica condicionada à previsão, em lei, da origem dos recursos ou da simultânea revisão da estrutura tarifária do concessionário ou permissionário, de forma a preservar o equilíbrio econômico-financeiro do contrato. Dessa forma, a REN 77/2004 estabelece: Art. 7º O valor correspondente à redução percentual, nos termos dos

11 Pág. 11 da Nota Técnica nº 076/2012-SRG-SRE-SEM/ANEEL, de 1º/10/ A Tabela 3 mostra o resultado da simulação do impacto do subsídio da TUSDg nas tarifas das correspondentes distribuidoras. Tabela 3 Impacto tarifário do subsídio da TUSDg Nome da Usina Agente de Distribuição Impacto Tarifário Baruíto Cemat 0,029% Salto Belo Cemat 0,004% Braço Norte II Cemat 0,017% Assis Chateaubrind (Salto Mimoso) Enersul 0,053% Obs: Impacto tarifário estimado pela divisão do valor do desconto concedido ao gerador pela receita da respectiva distribuidora, considerando os dados do último reajuste tarifário desta. 33. Portanto, é certo que o benefício econômico do desconto na TUSDg provoca aumento nas tarifas pagas pelos consumidores finais da distribuidora em cuja rede a usina beneficiada está conectada. Esse efeito não é restrito às distribuidoras analisadas, acontece em todas as concessões de distribuição que atendem produtores e consumidores de energia proveniente de fontes incentivas, independentemente de a distribuidora comprar ou não energia da usina beneficiada. 34. Entretanto, nos casos em análise, os consumidores afetados negativamente pela política pública que beneficia as fontes incentivadas não poderão perceber o efeitos positivos dessa, que, conforme destacado anteriormente, espera-se ser, dentre outros, a redução no custo da energia. Isso porque as usinas beneficiadas já estão comprometidas com contratos de compra e venda de energia de longo prazo, que não preveem a incorporação de tal benefício no preço da energia contratada. 35. Portanto, especificamente com relação ao benefício econômico do desconto na TUSDg, é conveniente e oportuno que a homologação da alteração do regime de exploração da concessão esteja condicionada à reversão de tal benefício à modicidade da energia contratada com o agente de distribuição, na modalidade de GD por chamada pública ou bilateral anterior à Lei nº /2004. Com isso, preserva-se o equilíbrio econômico e financeiro do contrato e garante-se que a concessão do desconto na TUSDg seja neutra para o consumidor e para o gerador. A neutralidade para o gerador justifica-se porque, nesses casos, a política pública é inócua, pois não há como ampliar as possibilidades de comercialização e recuperar a competitividade de empreendimentos que já se encontram comprometidos com contratos de compra e venda de energia de longo prazo. arts. 2º e 3º desta Resolução, configura direito da concessionária de distribuição, a ser compensado no primeiro reajuste ou revisão tarifária após a correspondente apuração, devendo ser registrado pela concessionária em conta específica que será estabelecida pela ANEEL.

12 Pág. 12 da Nota Técnica nº 076/2012-SRG-SRE-SEM/ANEEL, de 1º/10/ Tal reversão pode ser feita por meio de um aditivo aos contratos de compra e venda de energia, com a definição de um crédito na fatura de energia elétrica, correspondente ao valor do desconto concedido na tarifa de uso do sistema de distribuição aplicada à respectiva usina, enquanto vigorar tal contrato. 37. Casos particulares são os das usinas Salto Belo e Baruíto, que preveem, nos contratos de compra e venda de energia celebrados com a Cemat, a seguinte Cláusula: Do reequilíbrio financeiro do contrato Em caso de grave desequilíbrio econômico-financeiro futuro, diretamente decorrente deste Contrato ou de fatos advindos da Política Energética Nacional e/ou Estadual, qualquer das partes poderá propor a outra, com a mediação e a homologação do Poder Concedente, revisão do disposto neste contrato. 38. O contrato celebrado entre a Salto Belo e a Cemat ainda prevê: Dos aditamentos O presente contrato poderá sofrer modificações através do assentimento das partes ou para satisfazer exigências do Poder Concedente. 39. Nesses casos, o preço do contrato deve ser alterado, de forma a considerar todos os efeitos econômicos decorrentes da mudança do regime de exploração do serviço, incluindo: o desconto na TUSDg; as isenções do P&D e da CFURH; e a substituição da RGR pela UBP. Com o fim do pagamento da UBP, o preço também deverá ser alterado de forma a contabilizar tal benefício econômico. A alteração no preço deverá ser negociada entre as partes, com a homologação pela ANEEL. Assim, durante a vigência desses contratos, a reversão para modicidade tarifária dos benefícios econômicos auferidos pelos empreendimentos em função da mudança do regime de exploração da concessão dará efetividade à correspondente política pública. D. Considerações Finais 40. Embora não seja objeto da análise solicitada pela Diretoria da ANEEL, cabe esclarecer porque tal reversão para a modicidade tarifária também é apropriada aos contratos decorrentes de leilões realizados pela ANEEL em que é possível identificar o empreendimento que confere lastro ao agente vendedor. 41. Especificamente com relação ao desconto na tarifa de uso do sistema de distribuição, enquanto os Contratos de Comercialização de Energia elétrica no Ambiente Regulado - CCEARs são celebrados entre todos os geradores vendedores e todas as distribuidoras compradoras participantes do leilão, o impacto tarifário do desconto na TUSDg se restringe à distribuidora em cuja rede a usina vendedora está conectada, que não necessariamente participou daquele leilão.

13 Pág. 13 da Nota Técnica nº 076/2012-SRG-SRE-SEM/ANEEL, de 1º/10/ Em um ambiente de contratação competitivo são extraídos todos os benefícios econômicos decorrentes da fixação de um preço que representa o equilíbrio do mercado. Assim, um empreendimento de serviço público que vendeu em leilão é suficientemente competitivo e rentável mesmo sem usufruir do desconto da tarifa de transporte. Desta forma, é razoável que, caso um empreendimento identificado em CCEAR opte por trocar o regime de serviço público para produção independente de energia, o benefício do desconto da tarifa de transporte seja revertido à modicidade tarifária. Caso contrário, este benefício seria alocado ao próprio empreendedor, já competitivo. 43. Observe que, um dos objetivos da Lei que permitiu a modificação do regime de exploração de empreendimentos hidrelétricos de serviço público para produção independente de energia é estender os benefícios dos produtores independentes para aquelas usinas oriundas de processo de desverticalização que são de serviço público para que possam competir no mesmo mercado. Se esses empreendimentos já provaram que são competitivos sem o desconto da tarifa de transporte, não há motivo para que este desconto seja alocado a eles próprios. IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 44. Esta Nota Técnica tem como fundamentação os seguintes dispositivos legais e regulatórios: (i) 3º, 4º e 5º, do art. 20 da Lei nº , de 15 de março de 2004, com a redação dada pelas Leis nº , de 15 de junho de 2007 e nº , de 9 de dezembro de 2009; V. DA CONCLUSÃO (ii) Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004; (iii) Resolução Normativa nº 652, de 9 de dezembro de 2003; (iv) Resolução Normativa nº 167, de 10 de outubro de 2005; (v) Resolução Normativa nº 467, de 6 de dezembro de Pelo exposto, conclui-se que: a) a possibilidade de alteração do regime de exploração de aproveitamentos hidrelétricos está inserida no REIDI, regime que concede incentivos a setores de infra-estrutura, como o de energia elétrica, com o objetivo principal de promover o crescimento da economia; b) nesse contexto, o reenquadramento de usinas de serviço público como PIE, visa recuperar a competitividade desses empreendimentos, ampliando as suas possibilidades de comercialização de energia e permitindo-lhes obter os mesmos incentivos concedidos às fontes incentivadas, como descontos e isenções de encargos setoriais;

14 Pág. 14 da Nota Técnica nº 076/2012-SRG-SRE-SEM/ANEEL, de 1º/10/2012. c) o resultado esperado com a referida política pública é o aumento da competição do setor e, por conseguinte, a ampliação da oferta de energia elétrica e a redução do seu custo; d) a reversão para a modicidade tarifária dos benefícios econômicos auferidos pelas usinas objeto de reenquadramento como PIE não podem anular os objetivos pretendidos pela referida política pública, mas também é preciso garantir que esses mesmos benefícios econômicos deem efetividade à política, ou seja, resultem, dentre outros efeitos, em redução do custo da energia elétrica comercializada por essas usinas; e) tal reversão para modicidade tarifária é compulsória nos contratos de compra e venda de energia celebrados com agentes de distribuição na modalidade de GD desverticalizada, uma vez que as variação nos valores dos encargos setoriais devem ser repassados integralmente ao preço da energia comercializada; f) na comercialização de energia na modalidade de GD por chamada pública, bilateral anterior à Lei nº /2004 e CCEAR, o valor da energia contratada é dado por um preço de mercado, cuja formação do valor não é perfeitamente identificável pelo regulador e os respectivos contratos não preveem cláusulas de reajuste e revisão do preço em função de variação nos valores dos encargos setoriais atribuídos ao gerador; g) nesses contratos, não há como estabelecer o impacto dos efeitos econômicos decorrentes da mudança do regime de exploração da concessão no preço da energia comercializada com o distribuidor; h) dos efeitos econômicos analisados desconto na TUSDg, isenção do P&D, isenção da CFURH e substituição da RGR pelo UBP apenas o desconto na tarifa de uso do sistema de distribuição tem impacto negativo direto nas tarifas pagas pelos consumidores finais da distribuidora compradora, sendo conveniente e oportuno que o benefício auferido pelo gerador seja revertido para a modicidade tarifária, de forma a anular tal impacto negativo; i) nos casos analisados, a política pública que permitiu a mudança do regime de exploração da concessão de empreendimentos hidrelétricos torna-se inócua, uma vez que não há como ampliar as possibilidades de comercialização e recuperar a competitividade de empreendimentos que já se encontram comprometidos com contratos de compra e venda de energia de longo prazo; j) por isso, nos casos gerais de usinas que celebraram contratos de compra e venda de energia com agentes de distribuição na modalidade de GD por chamada pública, bilateral anterior à Lei nº /2004 ou CCEAR em que é possível identificar o empreendimento que confere lastro ao agente vendedor, a homologação da alteração do regime de exploração da concessão deve estar condicionada à celebração de um aditivo ao respectivo contrato de comercialização de energia, de forma a condicionar a obtenção do

15 Pág. 15 da Nota Técnica nº 076/2012-SRG-SRE-SEM/ANEEL, de 1º/10/2012. VI. DA RECOMENDAÇÃO subsídio da TUSDg à aplicação de desconto correspondente na fatura de energia enviada à distribuidora contratante; e k) nos casos particulares em que os contratos de compra e venda de energia preveem a alteração das condições contratuais em função da Política Energética Nacional, a reversão para a modicidade tarifária deve ser completa, ou seja, o preço da energia deve ser alterado para contemplar todos os efeitos econômicos decorrentes do reenquadramento da respectiva usina como PIE e, consequentemente, como PCH, por meio de acordo entre as partes, sujeito à homologação da ANEEL. 46. Pelo exposto, recomenda-se a abertura de processo de audiência pública para a alteração da REN nº 467, de 2012, na forma em anexo, para fins de condicionar a homologação da alteração do regime de exploração de aproveitamento hidrelétrico que possua contrato de compra e venda de energia celebrado com agente de distribuição na modalidade de GD por chamada pública, bilateral anterior à Lei nº , de 2004 ou CCEAR em que é possível identificar o empreendimento que confere lastro ao agente vendedor, à celebração de aditivo contratual de forma a prever a aplicação de desconto na fatura de energia em função da obtenção do subsídio da TUSDg, enquanto vigorar o contrato. 47. Para os contratos que permitem a alteração das condições contratuais em função de desequilíbrio econômico e financeiro decorrente da Política Energética Nacional, as partes deverão submeter à homologação da ANEEL proposta de alteração do preço da energia de forma a refletir os efeitos econômicos decorrentes da alteração do regime de exploração da concessão. ANTÔNIO PAULO DE MELO OLIVEIRA Especialista em Regulação/SRG CAMILA FIGUEIREDO BONFIM LOPES Especialista em Regulação/SRE CARLOS EDUARDO GUIMARÃES DE LIMA Especialista em Regulação/SEM RICARDO KEMITSU SIMABUKU Assessor de Superintendência/SEM De acordo: RUI GUILHERME ALTIERI SILVA Superintendente de Regulação dos Serviços de Geração DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação Econômica FREDERICO RODRIGUES Superintendente de Estudos do Mercado

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