1. Critério de alocação

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1 1. Critério de alocação 1.1. A Equatorial Energia apresenta abaixo sua análise sobre a proposta dessa D.ANEEL descrita na Nota Técnica nº 375/2014-SRE/ANEEL em relação ao critério transitório a ser utilizado para a alocação de cotas de energia de que trata a Lei nº /2014. De forma ampla, a concessionária concorda com o critério apresentado, conforme passa-se a demonstrar Nos termos do art. 2º, inciso II, do Decreto nº 5.163/2004 as distribuidoras de energia elétrica são obrigadas a atender cem por cento de seus mercados. Por sua vez, o não cumprimento dessa obrigação implica em penalidades por exposição (subcontratação), conforme art. 3º do mesmo Decreto 1. E, para o atendimento em questão, será considerada inclusive a energia proveniente da alocação de cotas prevista na Lei nº / Entretanto, essa alocação de cotas é feita exclusivamente pela ANEEL, sem a ingerência das distribuidoras. Logo, corretamente, o art.4 o, 7 o, do Decreto previu que, caso os mecanismos nele previsto não sejam suficientes para compensar reduções no nível de contratação decorrentes da alocação de cotas, a D.ANEEL deve autorizar que as distribuidoras repassem aos consumidores os custos adicionais incorridos Nesse sentido, em um cenário adverso como o do corrente ano, em que há escassez de energia no mercado devido à situação hídrica e um PLD máximo durante diversos períodos do ano, caso a alocação de cotas deixe as distribuidoras com uma margem elevada de necessidade de contratação de energia, os maiores prejudicados serão os consumidores finais Contudo, essa situação acabaria por ferir um dos princípios basilares do serviço público no Brasil: o princípio da modicidade tarifária, positivado no art. 6º, 1º, da Lei nº 8.987/1995: 1 Art. 2 o Na comercialização de energia elétrica de que trata este Decreto deverão ser obedecidas, dentre outras, as seguintes condições (...) II - os agentes de distribuição deverão garantir, a partir de 1o de janeiro de 2005, o atendimento a cem por cento de seus mercados de energia e potência por intermédio de contratos registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE e, quando for o caso, aprovados, homologados ou registrados pela ANEEL; e (...) Art. 3o As obrigações de que tratam os incisos do caput do art. 2o serão aferidas mensalmente pela CCEE e, no caso de seu descumprimento, os agentes ficarão sujeitos à aplicação de penalidades, conforme o previsto na convenção, nas regras e nos procedimentos de comercialização. 2 Veja-se, nesse sentido, o art. 13, inciso III, alínea d, do Decreto nº 5.163/2004.

2 Art. 6º Toda concessão ou permissão pressupõe a prestação de serviço adequado ao pleno atendimento dos usuários, conforme estabelecido nesta Lei, nas normas pertinentes e no respectivo contrato. 1 º Serviço adequado é o que satisfaz as condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação e modicidade das tarifas Como se sabe, ao proceder à revisão da alocação de cotas, a ANEEL deve se ater às normas e à finalidade da Lei /2013, bem como a todas as regras e princípios que regem a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica descritas acima Dito de outro modo, sendo o regime de cotas fundamental na composição do portfolio das distribuidoras e, portanto, no cumprimento de sua obrigação de atendimento à demanda de seus mercados, contribuindo para a modicidade tarifária, a alocação dessas cotas pela ANEEL deve ser feita de tal forma que evite ao máximo altos níveis de subcontratação nessa ou naquela distribuidora. Tal obrigação, aliás, consta expressamente do art. 3º da Lei nº /2013: Art. 3 o Caberá à Aneel, conforme regulamento do poder concedente, instituir mecanismo para compensar as variações no nível de contratação das concessionárias e permissionárias de distribuição do SIN, decorrentes da alocação de cotas a que se refere o inciso II do 1 o do art. 1 o. (Grifou-se.) 1.8. Portanto, na medida em que restou tecnicamente demonstrado na Nota Técnica nº 375/2014-SRE/ANEEL que a metodologia transitória que combina, para fins da alocação de cotas de que trata a Lei nº /2013, os critérios de proporção ao mercado e de proporção ao nível de exposição contratual involuntária (subcontratação involuntária) é aquela que melhor supre as distribuidoras em suas respectivas demandas, esse critério se revela como o único capaz de garantir, no cenário atual, a eficácia do ordenamento jurídico setorial como um todo Recorde-se que uma determinada regra ou princípio jurídico deve sempre ser interpretado sistematicamente, com vistas a dar eficácia ao ordenamento jurídico como um todo. Nesse sentido, é a lição de Eros Roberto Grau: [...] o direito não é norma, mas um conjunto coordenado de normas, sendo evidente que uma norma jurídica não se encontrará jamais só, mas está ligada a outras normas

3 com as quais forma um sistema normativo. (BOBBIO, N. (trad. Maria Celeste C. L. Santos). Teoria do Ordenamento Jurídico, 10ª ed., Brasília: Universidade de Brasília, 1999, p. 37.) Portanto, não se pode interpretar o disposto no art. 6º do Decreto nº 7.805/2012 como se supostamente previsse que, na alocação adicional de cotas subsequente à alocação inicial feita em 2013, deve ser aplicado exclusivamente o critério de proporção ao mercado Primeiro, porque o referido art. 6 o prevê que o mercado de cada concessionária será considerado na alocação adicional, mas não prevê que nenhum outro critério deverá ser também ponderado Segundo, porque a Lei /2013, ao estabelecer que o equilíbrio na redução das tarifas seria um critério para a alocação as cotas (art. 1 o, 2 o ), o fez de forma ampla, não limitada à alocação inicial: 2 o A distribuição das cotas de que trata o inciso II do 1o e respectiva remuneração obedecerão a critérios previstos em regulamento, devendo buscar o equilíbrio na redução das tarifas das concessionárias e permissionárias de distribuição do SIN Ademais, uma vez comprovado que o critério de revisão meramente pelo mercado de cada concessionária geraria altos níveis de subcontratação, a aplicação desse critério isoladamente feriria a modicidade tarifária, sendo então obrigatória sua ponderação por critérios que mitiguem o efeito em questão E vale recordar que a garantia dessa modicidade e a garantia de suprimento foram um dos objetivos basilares da Lei nº /2013, conforme se extrai da exposição de motivos da MP nº 579/2012 (posteriormente convertida na citada Lei): EM Interministerial nº 37 /MME/MF/AGU 1. Submetemos à elevada consideração de Vossa Excelência proposta de edição de Medida Provisória que altera dispositivos da legislação vigente com o objetivo de viabilizar a redução do custo da energia elétrica para o consumidor brasileiro, buscando, assim, não apenas promover a modicidade tarifária e a garantia de suprimento de energia elétrica, como também tornar o setor produtivo ainda mais competitivo, contribuindo para o aumento do nível de emprego e renda no Brasil. (...)

4 6. Nesse sentido, a Medida Provisória, ora proposta, estabelece a faculdade de a União prorrogar as concessões vincendas de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica pelo prazo máximo de até 30 (trinta) anos e as concessões de geração de energia termelétrica pelo prazo máximo de até 20 (vinte) anos, por uma única vez, desde que as atuais concessionárias aceitem as novas condições específicas relativas à observância do princípio da modicidade tarifária e à garantia da continuidade do suprimento de energia elétrica ao país, tudo sob o amparo do art. 21, XII, alínea b, do art. 22, IV, e do art. 175, parágrafo único, I, todos da Constituição Federal de Além disso, vale ressaltar que em 31 de dezembro de 2012, vencem os contratos de comercialização de um montante significativo de energia elétrica, em sua maioria proveniente dessas concessões. Estes contratos atendem ao mercado cativo das distribuidoras. A contratação dessa energia pelo mecanismo vigente, qual seja, o Leilão de Energia Existente, dificulta a captura do benefício resultante da amortização e depreciação dos ativos já em 2013 e pode comprometer o fornecimento de energia dado o exíguo prazo para sua realização. Nesse sentido, torna-se premente a adoção da solução proposta, permitindo a contratação da energia com a captura do benefício para a modicidade tarifária no próximo ano. (Grifou-se.) As regras de hermenêutica jurídica determinam que as leis sejam interpretadas também de acordo com a sua finalidade, conforme ensina Carlos Maximiliano: Considera-se o Direito como uma ciência primariamente normativa ou finalística (5); por isso mesmo a sua interpretação há de ser, na essência, teleológica. O hermeneuta sempre terá em vista o fim da lei, o resultado que a mesma precisa atingir em sua atuação prática. A norma enfeixa um conjunto de providências, protetoras, julgadas necessárias para satisfazer a certas exigências econômicas e sociais; será interpretada de modo que melhor corresponda àquela finalidade e assegure plenamente a tutela de interesse para a qual foi regida (6) (MAXIMILIANO, Carlos, Hermenêutica e Aplicação do Direito, 20ª ed. Rio de Janeiro: Forense, 2011, p. 125.) Uma vez que (i) os Decretos nº 7.850/2012 e nº 7.805/2012 regulamentam a Lei nº /2013; (ii) a finalidade dessa Lei é a modicidade tarifária; e (iii) restou demonstrado na Nota Técnica nº 375/2014-SRE/ANEEL que a metodologia transitória que combina, para fins da alocação de cotas de que trata a Lei nº /2013, os critérios de proporção ao mercado e de proporção ao nível de exposição contratual involuntária (subcontratação involuntária) é aquela que melhor supre as distribuidoras em suas respectivas demandas, contribuindo para a modicidade tarifária, constata-se que (iv) esse critério se revela como o único capaz de garantir a eficácia do ordenamento jurídico setorial como um todo e de atender à finalidade da Lei nº

5 12.783/2013. Logo, entendemos que a ANEEL estará correta ao estabelecer o critério que ora propôs Adicionalmente, esse critério misto, ao garantir a modicidade tarifária e reduzir a subcontratação das distribuidoras, atende ao princípio constitucional da isonomia, porquanto evita a sobrecontratação de algumas distribuidoras às custas da subcontratação (oneração) de outras Por todo o acima exposto, a Equatorial concorda com a proposta objeto dessa AP nº 64/2014, no que se refere ao critério para alocação das cotas para o ano de Redistribuições posteriores a 2015 e recontratação 2.1 A Nota Técnica nº 375/2014-SRE/ANEEL prevê, já para 2016, um processo de transição que tem por objetivo levar da condição de distribuição de cotas proposta para 2015, para um cenário embasado apenas no mercado de cada distribuidora. 2.2 Por força deste processo algumas empresas passam a ter forte redução do volume contratado por meio de cotas já a partir de 2016 no caso de CEMAR e CELPA as reduções são da ordem de 50 MWmedio a cada ano. Trata-se de um volume expressivo e que precisa ser recontratado. 2.3 Diante do nível de sucesso (ou fracasso) dos Leilões A-1, e da inoperância de outros mecanismos de contratação (MCSD, Leilões de Ajuste), o processo de reposição tem grandes chances de insucesso, o que pode levar a uma condição de exposição ao PLD. 2.4 Neste contexto a Equatorial Energia entende que dois movimentos devem ser realizados, no sentido de minimizar o risco de exposição ao mercado de curto prazo a partir de 2016, quando, segundo proposta da AP, se inicia o processo de transição. 2.5 O primeiro aspecto para minimizar tal risco exige que se revisitem alguns dos mecanismos de contratação atuais, e alguns pleitos já apresentados pelas distribuidoras relativos ao tema, especificamente temos: Que seja implantado um MCSD para energia nova naturalmente o processo de transição faz uma troca de cotas entre as distribuidoras, de forma que algumas perdem e outras ganham

6 energia contratada sob esta modalidade. Todavia, não existe mecanismo adequado para tratar o efeito da redução da contratação, haja vista o cenário de redução dos contratos de energia existente que reduz a efetividade do MCSD atual, embasado em contratos de energia existente Assim, é relevante que seja criado um mecanismo de troca de contratas de energia nova, de forma a permitir o ajuste dos montantes contratados. Deste modo as distribuidoras que recebem energia na forma de cotas e que tenham excedentes possam concomitantemente reduzir seus valores contratados, transferindo contratos de energia nova para as empresas que estejam tendo o montante de cotas reduzido Na mesma linha de ajuste do montante de contratos é necessário que o referido mecanismo (MCSD de Energia Nova), assim como os Leilões A-1 sejam realizados com maior antecedência, de forma a que se possa buscar alternativas em caso de insucesso. De fato, o ideal seria a realização de leilões com pelo menos 2 anos de antecedência, seja na forma do Leilão de Energia Existente, seja na forma do MCSD de Energia nova Outro aspecto a ser avaliado é a pertinência de se permitir que as reduções de montante de contratos oriundas da redução de cotas sejam tratadas no âmbito dos leilões de energia nova, especialmente o A-3. No cenário atual o que se propõe é que se observe os resultados dos Leilões A-1 de 2014 e 2015, e em caso de insucesso seja permitido às distribuidoras contratar as reduções de cotas a partir de 2018 por meio do Leilão A-3, sendo garantido o reconhecimento do custo, mesmo que excedendo o limite de 2% da carga do A Para os três pontos destacados acima (MCSD de Energia Nova, Leilões A-1 antecipados, e recontratação no A-3) faz-se necessário que os montantes das cotas sejam publicados com maior antecedência no caso, que as cotas para 2018 sejam publicadas até o final de 2015, caso se considere a opção de recontratar via Leilão A-3, ou pelo menos até 2016, caso se opte por se realizar antecipadamente o Leilão de Energia Existente e o MCSD de Energia Nova. 2.6 O segundo aspecto a ser considerado é o momento de se iniciar a transição do critério adotado para 2015 para o critério de distribuição segundo o mercado. Naturalmente vislumbrase um cenário de grande incerteza para 2015 e mesmo para o biênio , de forma que uma redução da ordem de 50 MWmédios (no caso das distribuidoras do grupo) já em 2016 agrega um risco elevado de exposição para mercado de curto prazo para as empresas que tem seu montante de cotas reduzido.

7 2.7 Deste modo, a Equatorial Energia entende que a opção que minimiza os riscos ao longo do triênio é a manutenção dos montantes alocados em 2015 também em 2016 e 2017, e a realização da transição apenas em Neste meio tempo ( ) caso novas usinas tenha suas concessões renovadas, apenas o adicional referente a estas novas usinas seria alocado conforme o mercado de cada distribuidora, em montante adicional ao já fixado para o período Processos Tarifários 3.1 A ampliação do volume de cotas associado aos elevados valores de PLDs poderão impactar significativamente o caixa das distribuidoras, em função do aumento das despesas relativas ao Risco Hidrológico. 3.2 Assim, a Equatorial sugere a ANEEL que inclua no regulamento um dispositivo que permita uma projeção da referida despesa nos processos tarifários realizados a partir de 2015, a fim de mitigar impactos financeiros adicionais as distribuidoras.