Nota Técnica nº 143/2015-SRG/ANEEL Em 07 de dezembro de 2015 Processo nº: 48500.005188/2015-00 Assunto: Orçamento da parcela carvão mineral e da CCC, para composição da CDE ano 2016. I. DO OBJETIVO 1. A presente Nota Técnica tem por objetivo analisar o orçamento da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) dos Sistemas Isolados e o orçamento da parcela carvão mineral, para a composição da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) para 2016. 2. Quanto ao orçamento da CCC, foram avaliados o Plano Anual de Operação dos Sistemas Isolados para 2015, elaborado pelo Grupo Técnico Operacional da Região Norte GTON, e o Plano Anual de Custos da CCC (PAC), elaborado pela Eletrobras. Também foram revistas as parcelas de custo do gás natural da Amazonas Energia, passíveis de reembolso pela CCC, em função da quantidade contratada superior à capacidade de consumo do combustível pelas usinas existentes. 3. Quanto ao orçamento da parcela carvão mineral foram avaliadas a programação da geração de referência, encaminhada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), e a previsão do consumo e dos custos dos combustíveis, encaminhada pela Eletrobras. Também foi revista a parcela destinada à UTE Presidente Médici, em função de restrições operativas da usina. II. DOS FATOS 4. A partir da Lei nº 12.111/2009 (matéria regulamentada pelo Decreto nº 7.246/2010, e pela Resolução Normativa ANEEL nº 427/2011), o mecanismo de reembolso da CCC passou a prever o reembolso do custo total de geração, subtraída a parcela equivalente ao custo médio da energia e potência comercializadas no Ambiente de Contratação Regulada (ACRméd).
Fl. 2 da Nota Técnica nº 143 /2015-SRG /ANEEL, de 07/12/2015. 5. O reflexo do custo de geração nas tarifas dos consumidores dos sistemas isolados passou a ficar contido na parcela do ACRméd, sendo o restante do custo total de geração (combustíveis, geração própria e contratação de energia) reembolsado pela CCC. 6. Em 15/10/2015, mediante o Despacho nº 3.491, da Superintendência de Gestão Tarifária (SGT), foi fixado o valor do ACRméd em R$ 295,10/MWh, para o ano civil de 2016. 7. Em 26/10/2015, mediante o Fax nº CTP-012/2015, o GTON, coordenado pela Eletrobras, encaminhou o Sumário Executivo do Plano de Operação 2016, o qual indica a previsão da geração térmica, baseada no balanço energético entre os requisitos de geração e as disponibilidades de todas as fontes para cada sistema isolado pertencente às concessionárias beneficiárias, e; em 29/10/2015, a Eletrobras encaminhou o Plano Anual de Custos da CCC (PAC), o qual informa as parcelas de custo da CCC, combustíveis, inadimplência, sub-rogação, saldo e obrigações pendentes. 8. Em 24/11/2015, mediante o Fax nº DFT-0493/2015, complementado pelo Fax nº DFT- 0495/2015, de 25/11/2015, a Eletrobras encaminhou a previsão de custo com combustíveis das usinas termoelétricas a carvão mineral nacional beneficiárias da CDE, para o ano de 2016. III. DA ANÁLISE CCC Contexto 9. Pela Lei nº 12.111/2009, regulamentada pelo Decreto nº 7.246/2010 e normatizada pela Resolução Normativa ANEEL nº 427/2011, o mecanismo de reembolso da CCC tem como base o custo total de geração (combustíveis, geração própria e contratação de energia), subtraída a parcela equivalente ao custo médio da energia e potência comercializadas no Ambiente de Contratação Regulada (ACRméd), o qual é recuperado nas tarifas dos consumidores dos sistemas isolados. 10. Com a Lei nº 12.783/2013, o custo da CCC passou a constituir a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). Além disso, foi introduzido o mecanismo do nível eficiente de perdas, onde a quantidade de energia a ser considerada para atendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica nos sistemas isolados fica limitada ao nível eficiente de perdas, conforme regulação da ANEEL 1. 11. O orçamento da CCC é orientado por dois documentos. O primeiro, Plano Anual de Operação dos Sistemas Isolados, é elaborado pelo Grupo Técnico Operacional da Região Norte GTON (sob coordenação da Eletrobras), no qual são estimadas as necessidades de geração e o consumo de combustíveis com base no balanço energético entre a carga e as disponibilidades de todas as fontes para cada sistema isolado. O segundo, sob responsabilidade da Eletrobras, é o Plano Anual de Custos da CCC (PAC), onde são previstos os custos da geração conforme indicação do Plano Anual de Operação. 12. Para a formação do orçamento, há que se definir primeiramente o mercado a ser atendido, e em consequência disso considerar a oferta de energia disponível conforme sua ordem de custo: combustíveis inflexíveis (gás natural com take-or-pay e ship-or-pay), fonte hidrelétrica, biomassa, importação de energia e combustíveis fósseis líquidos. 1 Despacho ANEEL/SGT nº 3.552/2015
Fl. 3 da Nota Técnica nº 143 /2015-SRG /ANEEL, de 07/12/2015. 13. Assim, as variações orçamentárias anuais decorrem da expansão do mercado e do respectivo custo da geração de energia (oferta hidrelétrica, reajustes contratuais, flutuação do preço dos combustíveis). CCC Carga própria dos sistemas isolados 14. De acordo com o Plano Anual de Operação, o GTON prevê um aumento 4,9% na carga própria dos 243 sistemas isolados em 2016 em relação à verificada no ano anterior, passando para 452,4 MWméd. Tabela 1 Variação do mercado próprio (MWh), por empresa Empresa Prevista Variação p/ verificada 2016 em 2015 (set-dez previsto) CEA 43.245-35,6% CELPA 434.637-2,3% CEMAT 8.526 18,7% CERR 242.261-1,6% Eletrobras Distribuição Amazonas 1.635.836 5,4% Eletrobras Distribuição Acre 231.702 13,5% Eletrobras Distribuição Roraima 972.729 11,1% Eletrobras Distribuição Rondônia 335.685 5,5% CELPE 18.085 6,5% Amapari 0-100,0% Jari Celulose 900-88,3% Petrobras Alcoa Beneficiamento 41.603 2,5% Petrobras Alcoa Porto 8.270 2,6% TOTAL (MWh) 3.973.479 4,9% TOTAL (MWméd) 452,4 15. No gráfico a seguir observa-se a evolução do mercado total dos sistemas isolados. Em 2010 houve redução em função da interligação do sistema Acre-Rondônia ao SIN, e, em 2014 e 2015, queda significativa a cargo da interligação de Manaus e Macapá ao SIN. A ANEEL atestou a interligação de Manaus ao SIN a partir de 1º/5/2015 (Despacho nº 1.365/20515), e de Macapá a partir de 1º/8/2015 (Despacho nº 2.411/2015). 16. Dos mercados de cada beneficiária, as principais variações negativas se referem à CEA pela interligação de Laranjal do Jari ao Sistema Macapá, à Amapari pela desmobilização da UTE Serra do Navio e à Jari Celulose pela transferência da autorização de geração das usinas de Monte Dourado e São Miguel para a CELPA.
Fl. 4 da Nota Técnica nº 143 /2015-SRG /ANEEL, de 07/12/2015. Gráfico 1 Evolução do crescimento do mercado dos Sistemas Isolados CCC Atendimento à carga dos sistemas isolados 17. Conforme o Plano Anual de Operação, o atendimento à carga prevista (452,4 MWméd) será efetuado essencialmente por geração termelétrica (79,3%), quase que na totalidade por usinas a óleo diesel. A geração hidrelétrica ficou restrita a uma PCH, em Roraima, uma vez que a UHE Balbina (sistema Manaus) e a UHE Coaracy Nunes (sistema Macapá) encontram-se no SIN. Gráfico 2 Matriz energética dos Sistemas Isolados CCC Preço dos combustíveis líquidos 18. Uma vez que a Eletrobras não disponibiliza, desde agosto de 2014, o preço dos combustíveis líquidos reembolsados pela CCC, o acompanhamento dos valores fica comprometido. Cita-se que em 2014 houve um aumento dos preços praticados à CCC em relação aos preços de referência ANP 2. Tal descolamento decorreu de ações judiciais orientadas à anulação da regulação da ANEEL, a qual limita o reembolso aos preços de mercado. O gráfico a seguir ilustra tal comportamento, cujo acompanhamento foi interrompido em 2014 pelo motivo citado. 2 Preços de venda praticados pelos produtores e importadores de derivados de petróleo, valores médios para a região Norte, acrescidos de margem de distribuição estimada em 11,63%.
Fl. 5 da Nota Técnica nº 143 /2015-SRG /ANEEL, de 07/12/2015. Gráfico 3 Preços médios dos combustíveis nos sistemas isolados, 2013 a 2014 CCC Preço e quantidade do gás natural 19. Cabe destacar que a legislação e os regulamentos relacionados ao reembolso do custo de geração dos sistemas isolados apontam pela permanência do reembolso do custo relacionado à geração a gás natural em Manaus, cujo sistema já se encontra interligado ao SIN. 20. Nesse sentido, cabe uma análise mais aprofundada quanto à cobertura legal desses custos. Sob o disposto no art. 3º da Lei nº 12.111/2009, em seu 6º, é determinado que o direito ao reembolso relativo à geração própria da distribuidora, após a interligação ao SIN, permanece até a extinção da autorização ou concessão da respectiva instalação de geração. 21. Já o Decreto nº 7.246/2010, em seu art. 11, 3º, estabelece que serão reconhecidos para efeito de reembolso da CCC, dentro do custo total de geração de energia elétrica nos sistemas isolados, os custos relativos às despesas de transporte, de reserva de capacidade de transporte dutoviário e de reserva de consumo mínimo. 22. Por fim, a Resolução Normativa nº 427/2011 define, em seu art. 5º, que a apuração do custo total de geração (CTISOL) corresponde ao somatório do custo total com combustíveis (CTCOMB), do custo total com geração própria (CTGP) e do custo total com contratação de potência e energia elétrica (CTCE). Além disso, estabelece também que o CTCOMB para cada agente credor do reembolso será apurado em função do montante de energia gerado, da quantidade de combustível consumida, do preço do combustível, dos limites de consumo específico, dos limites de preço de combustíveis, e de despesas acessórias ao contrato de fornecimento de combustíveis (art. 6º). 23. Depreende-se dos normativos acima mencionados que cabe reembolso pela CCC das despesas relativas ao gás natural, em especial quanto às despesas de transporte, de reserva de capacidade de transporte dutoviário e de reserva de consumo mínimo. Todavia, observa-se que o reembolso do custo total de geração que trata a Lei nº 12.111/2009, o Decreto nº 7.246/2010 e a Resolução Normativa nº 427/2011 tem amparo na geração de energia elétrica; ou na capacidade máxima de geração quando se aborda a questão da reserva de capacidade de transporte dutoviário (ship-or-pay) e reserva de consumo mínimo (take-or-pay) do gás natural.
Fl. 6 da Nota Técnica nº 143 /2015-SRG /ANEEL, de 07/12/2015. 24. Em outras palavras, por se tratar de reserva de capacidade de transporte dutoviário e de consumo mínimo do gás natural, cabe reembolso sem a contrapartida da geração de energia elétrica. Contudo, esse reembolso deve ocorrer dentro do limite máximo de consumo do gás natural, e esse limite está intrinsicamente atrelado à potência de cada empreendimento. Do contrário, caso todo o custo referente ao take-or-pay e ship-or-pay fosse invariavelmente reembolsado pela CCC, não haveria incentivo à eficiência da empresa na gestão do contrato de suprimento de gás natural e na disponibilização de potência instalada para consumir o volume pactuado, o que poderia resultar em contratação de gás natural acima da capacidade máxima de consumo desse combustível e/ou em um atraso no cronograma de implantação de unidades geradoras operadas com gás natural. 25. De acordo com o 9º do art. 11 do Decreto nº 7.246/2010, para incentivar a eficiência econômica e energética, a ANEEL poderá estabelecer limites para o reembolso dos custos de que trata o 2º, incisos II e V, e 3º, caso a contratação seja direta, por meio de metas que assegurem a sustentabilidade econômica dos agentes. O 3º supracitado se refere justamente ao reembolso pela CCC dos custos com o take-or-pay e ship-or-pay, e o contrato do suprimento de gás natural para as usinas dentro da área de concessão da Amazonas Energia foi firmado diretamente pela Amazonas Energia e junto à Cigás, com anuência da Petrobras, Eletrobras e Eletronorte. Por fim, o princípio basilar adotado para avaliação da questão em tela é o da eficiência na gestão dos recursos públicos. Em especial, o princípio da eficiência tem como foco a adoção de medidas para evitar desperdícios e a promoção da melhor utilização dos recursos públicos por parte dos agentes credores de reembolso da CCC. 26. Isto posto, a análise do volume de gás natural passível de cobertura pela CCC em função do gasoduto Urucu-Manaus deve, portanto, se pautar na capacidade máxima de consumo de gás natural das usinas térmicas instaladas para operar com o gás natural. Dentro desse universo de usinas estão aquelas de propriedade dos Produtores Independentes de Energia - PIEs de Manaus (UTEs Tambaqui, Jaraqui, Cristiano Rocha, Manauara, Ponta Negra) e aquelas relativas à geração própria da Amazonas Energia (UTEs Aparecida - Blocos I e II, Mauá - Bloco III, Codajás, Anamã, Anori, Caapiranga). 27. De acordo com o contrato de compra e venda de gás natural celebrado em 01/06/2006 entre a Manaus Energia e a Cigás (Contrato Downstream), Contrato nº OC1902/2006, foi prevista a seguinte a vazão máxima do gás por ponto de entrega (Clausula 7.7): Aparecida 1.000.000 m 3 /dia; Mauá 1.800.000 m 3 /dia; Tambaqui 400.000 m 3 /dia; Jaraqui 400.0000 m 3 /dia; Cristiano Rocha 400.0000 m 3 /dia; Manauara 400.0000 m 3 /dia; Ponta Negra 400.0000 m 3 /dia; Entrega de gás nos municípios de Coari, Codajás, Anamã, Anori, Caapiranga, Manacapuru e Iranduba 200.0000 m 3 /dia; e Futuros pontos de entrega 500.0000 m 3 /dia. 28. Observa-se que as vazões máximas acima descritas estão alocados por empreendimento. Apenas no caso de derivações do gasoduto Urucu-Manaus (municípios de Coari, Codajás, Anamã, Anori, Caapiranga, Manacapuru e Iranduba) o valor é apresentado de forma agregada. Somando-se as essas vazões máximas, incluindo-se aquela destinada a futuros pontos de entrega, obtém-se 5.500.000 m 3 /dia.
Fl. 7 da Nota Técnica nº 143 /2015-SRG /ANEEL, de 07/12/2015. 29. Visando efetuar a consistência dessas vazões e, posteriormente, a aferição da parcela total da CCC referente ao ship-or-pay e take-or-pay do gás natural passível de reembolso, foi realizada a avaliação da capacidade máxima de consumo do gás natural por empreendimento. Ou seja, considerando-se a usina operando 24 horas por dia em sua capacidade máxima de geração, foi calculado o volume máximo total de gás, em m 3 /dia, necessário para abastecer essas usinas. 30. A Tabela 2 apresenta o bloco de usinas atualmente passíveis de reembolso dessa parcela da CCC, as potências dos empreendimentos (sendo essas limitadas pela outorga da usina, no caso das usinas de geração própria da Amazonas Energia, ou pela potência contratada, no caso dos PIEs), a capacidade diária máxima de geração, o heat-rate e o consumo específico, o PCI Poder Calorífico Inferior do combustível, a capacidade máxima de consumo do gás natural de cada empreendimento, os valores contidos no contrato de suprimento de gás e, por fim, o volume em m 3 /dia passível de reembolso pela CCC. 31. A capacidade máxima de geração (kwh/dia) é obtida multiplicando-se a potência por 24 horas. A capacidade máxima de consumo do gás natural (m 3 /dia) é calculada pela multiplicação entre a capacidade máxima de geração (kwh/dia) e a consumo específico do gás natural (m 3 /kwh). Como o valor do consumo específico do gás natural não está estipulado nos contratos de suprimento de energia elétrica entre a Amazonas Energia e os PIEs, foi necessário primeiro se definir o heat-rate (kj/kwh), com base no consumo específico de referência e no PCI (kj/m 3 ) do gás natural. Usina Tabela 2 Capacidade máxima de consumo do gás natural por empreendimento Potência (kw) Capacidade máxima de geração (kwh/dia) Heatrate (kj/kwh) PCI (kj/m 3 ) Consumo específico (m 3 /kwh) Capacidade de consumo de GN (m 3 /dia) Contrato Downstream (m 3 /dia) Reembolso CCC (m 3 /dia) Aparecida 166.000 3.984.000 1.525.521 1.000.000 1.000.000 13.548 0,38291 Mauá 110.000 2.640.000 1.010.887 1.800.000 1.010.887 Tambaqui 60.000 1.440.000 435.319 400.000 400.000 Jaraqui 60.000 1.440.000 435.319 400.000 400.000 Cristiano Rocha 65.000 1.560.000 471.596 400.000 400.000 Manauara 60.000 1.440.000 435.319 400.000 400.000 Ponta Negra 60.000 1.440.000 10.696 35.382 0,30230 435.319 400.000 400.000 Codajás 3.656 87.744 26.525 26.525 Anamã 1.299 31.176 9.425 9.425 200.000* Anori 2.742 65.808 19.894 19.894 Caapiranga 1.299 31.176 9.425 9.425 Total 5.500.000 4.076.156 * Entrega de gás nos municípios de Coari, Codajás, Anamã, Anori, Caapiranga, Manacapuru e Iranduba: 200.0000 m 3 /dia. 32. No cálculo do heat-rate das usinas foram utilizados como referência os valores limites de consumo específico adotados pelo GTON Grupo Técnico Operacional da Região Norte até o ano de 2007 (0,300 l/kwh para grupo motor-gerador e 0,380 l/kwh para unidades geradoras tipo turbina) 3. Esses eram os 3 Conforme Voto proferido pelo Diretor Relator referente ao processo de aprovação e publicação da Resolução Normativa nº 350, de 21 de janeiro de 2009.
Fl. 8 da Nota Técnica nº 143 /2015-SRG /ANEEL, de 07/12/2015. valores vigentes quando da assinatura do contrato de suprimento de gás natural entre a Cigás e a Amazonas Energia e, portanto, disponível para a Amazonas Energia considerar na sua previsão de vazão máxima por ponto de entrega (Cláusula 7.7 do Contrato nº OC1902/2006). 33. Com base nesses consumos específicos e no PCI dos combustíveis extrai-se o valor do heatrate, que é a eficiência energética das usinas, igual a 10.696 kj/kwh (relativo ao consumo específico de 0,300 l/kwh) para as todas as UTEs, com exceção da UTEs Aparecida - Blocos I e II e Mauá - Bloco III. Estas últimas são constituídas por turbinas, com heat-rate diferente, de 13.548 kj/kwh (relativo ao consumo específico de 0,380 l/kwh). Foi utilizada como referência a Resolução Normativa nº 350/2009, e não a Resolução Normativa nº 427/2011, pois a primeira (de 2009), apesar de ter sido substituída pela segunda (de 2011), apresenta maior proximidade temporal com a data de assinatura do contrato de suprimento de gás (01/06/2006) e, sendo assim, mais coerência com o contexto e normas da época. 34. Desta forma, conclui-se que, hoje, dos 5.500.000 m 3 /dia previstos no contrato de suprimento de gás natural, apenas são passíveis de reembolso pela CCC os custos relativos ao volume de 4.076.156 m 3 /dia. A diferença, de 1.423.844 m 3 /dia, não deverá ter cobertura de reembolso pela CCC, uma vez que se trata de volume de gás impossível de ser consumido pelas usinas térmicas atualmente existentes. Tal volume é decorrente de uma gestão ineficiente da empresa haja vista a contratação do gás natural acima da sua capacidade máxima de consumo de cada empreendimento. 35. Outro tema em corrente análise é a fixação, pela ANEEL, da tarifa de transporte do gás natural para fins de reembolso pela CCC, cuja fundamentação e documentação relacionada encontram-se expostas no processo nº 48500.000289/2014-66, as quais não serão discutidas no âmbito desta Nota Técnica. 36. A ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Naturas e Biocombustíveis encaminhou à ANEEL a Nota Técnica nº 011/2015-SCM 4, de 14/10/2015, na qual é calculada a tarifa de transporte do gasoduto Urucu-Coari-Manaus em função das informações mais atualizadas acerca do empreendimento. 37. Com base na citada Nota Técnica, a tarifa de transporte foi calculada considerando como receita extraordinária os valores faturados desde o início de suprimento, sonde o resultado, para aplicação a partir de 2016, 10,1235 R$/MMBtu (base dez/2009). 38. Ocorre que a SRG, mediante o Ofício nº 232/2015-SRG/ANEEL, solicitou à ANP o cálculo da tarifa de transporte aplicável desde o início de suprimento do gás natural, cujo resultado apresentado foi de 11,4867 R$/MMBtu (base dez/2009), o qual deve ser considerado no orçamento da CCC para 2016. 39. Para os reembolsos já efetuados, a diferença entre os valores faturados e a tarifa calculada pela ANP será apurada no âmbito da fiscalização da Agência. CCC Correções ao orçamento 40. Em função da reconsideração do preço do transporte e da quantidade do gás natural, há que se ajustar as parcelas de custo relacionadas a este combustível em relação ao orçamento encaminhado pela Eletrobras. 4 SICnet nº 48550.001027/2015-00
Fl. 9 da Nota Técnica nº 143 /2015-SRG /ANEEL, de 07/12/2015. 41. No orçamento encaminhado pela Eletrobras, para a Amazonas Distribuidora constam as rubricas de despesas acessórias - reserva de capacidade de transporte dutoviário (ship-or-pay) e de despesas acessórias - reserva de consumo mínimo (take-or-pay), nos seguintes valores para 2016: Commodity (take-or-pay): R$ 517.118.005,62 Transporte (ship-or-pay): R$ 1.627.890.260,11 42. Divididos os custos globais pela quantidade contratada, de 5,5 MMm³/dia (2.007.500.000 m³/ano), resultam os seguintes valores, com base no orçamento encaminhado pela Eletrobras: Commodity: 0,26 R$/m³ Transporte: 0,81 R$/m³ 43. Em substituição à parcela transporte do orçamento pela tarifa calculada pela ANP, de 0,43 R$/m³ (11,4867 R$/MMBtu 26,826 m³/mmbtu; tarifa ANP pela relação m³ por milhão de Btu), atualizada pelo IPCA até out/2015, o resultado ajustado fica: Commodity: 0,26 R$/m³ Transporte: 0,63 R$/m³ 44. Aplicando estes valores à quantidade de referência sugerida no estudo desta Nota Técnica, de 4.076.156 m³/dia, sendo 100% de ship-or-pay e 80% de take-or-pay conforme os termos contratuais, temse o seguinte resultado de custo para 2016: Commodity: R$ 306.596.896,19 Transporte: R$ 930.174.844,96 45. A diferença, portanto, entre o custo do gás natural previsto no orçamento encaminhado pela Eletrobras (R$ 2.145.008.265,73) e o custo ajustado em função da redução da quantidade e do preço do gás natural (R$ 1.313.420.965,20), fica em R$ 831.587.300,53. 46. Avalia-se que este resultado, ainda que preliminar e de valores aproximados, deve ser incorporado ao orçamento da CCC, sendo que a efetiva execução dos reembolsos em 2016 seguirá as decisões da Agência expostas em atos específicos. 47. Haveria, ainda, para incorporação ao orçamento da CCC para 2016 (contribuindo para a sua redução), os montantes de impostos a serem recuperados pelos agentes beneficiários da Conta. Porém, pela falta de informações por parte dos agentes, não há como estimar-se tal montante para 2016. CCC Obrigações pendentes 48. Consta do PAC o valor de R$ 4.717.223.514,46 referente a obrigações pendentes da CCC, correspondente a: R$ 383.080.000,00 referentes a reembolsos de custo total de geração até set/2015; R$ 874.857.380,61 referentes a reembolsos de tributos não recuperados até set/2015, excluídos tributos do período de 2009 a 2013;
Fl. 10 da Nota Técnica nº 143 /2015-SRG /ANEEL, de 07/12/2015. R$ 3.318.195.617,45 referentes a contratos de confissão de dívida assinados entre a gestora da conta CCC e os beneficiários; R$ 141.090.516,40 referentes a reserva para quitação de passivos. 49. Em consulta feita à Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira SFF, esta declarou, pelo Memorando nº 736/2015-SFF/ANEEL, de 30/11/2015, que os valores acima relacionados na condição de obrigações pendentes não foram homologados por conta da falta de dados e documentos, a serem fornecidos pela Eletrobras, que comprovem as respectivas despesas. 50. Desta forma, recomenda-se que o valor total das obrigações pendentes não seja incluído ao orçamento de 2016, até que seja devidamente demonstrado e comprovado pela Eletrobras e homologado pela ANEEL. 51. Enfatiza-se que, no momento em que as obrigações pendentes forem incluídas ao orçamento da CCC, sejam descontados os ajustes do preço e da quantidade do gás natural e a recuperação de impostos pelas beneficiárias. CCC Orçamento 52. A partir das parcelas de custo dos contratos de energia e potência, da geração própria (aluguel de unidades geradoras, O&M e remuneração de capital), dos combustíveis conforme quantidades previstas pelo GTON (aplicados os limites de preço e de consumo específico), do valor do ACRméd publicado pela ANEEL e dos dispêndios de sub-rogação, a Eletrobras calculou o orçamento da CCC para 2016. Tabela 3 Orçamento CCC para 2016 Parcela Orçamento Eletrobras Orçamento corrigido Diferença CTCOMB 1.782.488.347,91 1.782.488.347,91 - CTCOMB (acessórias) 2.162.868.216,66 1.331.280.916,14-831.587.300,53* CTGP 587.422.883,20 587.422.883,20 - CTCE 2.375.510.044,89 2.375.510.044,89 - CTISOL 6.908.289.492,66 6.076.702.192,13-831.587.300,53 desconto ACRmed - 1.215.791.989,27-1.215.791.989,27 - Perdas eficientes - 462.998.310,68-380.671.167,93 82.327.142,75** Tributos 1.270.155.106,06 1.185.392.764,14-84.762.341,93** Sub-rogação 93.756.352,26 93.756.352,26 - RCCC 6.593.410.651,03 5.759.388.151,33-834.022.499,70 * Redução referente ao ajuste do preço e da quantidade do gás natural. ** Parcelas alteradas em função da sua proporcionalidade com o custo de combustíveis. 53. Do orçamento original, foi abatida a diferença referente ao ajuste do preço e da quantidade do gás natural, com reflexos nos respectivos tributos e nas perdas eficientes, cujo resultado representa uma redução de R$ 834 milhões ao orçamento.
Fl. 11 da Nota Técnica nº 143 /2015-SRG /ANEEL, de 07/12/2015. 54. Para elucidar o cálculo do orçamento final, cita-se o art. 5º da Resolução Normativa nº 427/2011, sobre a apuração do custo total de geração (CTISOL), que corresponde ao somatório dos custos suportados pelo agente beneficiário (distribuidoras + geradoras), conforme a seguinte equação: CTISOL = (CTCOMB) + CTGP + CTCE Onde: CTISOL : Custo Total de Geração CTCOMB : Custo Total com Combustíveis (+desp. acessórias, principalmente gás natural) CTGP : Custo Total com Geração Própria CTCE : Custo Total com Contratação de Potência e Energia Elétrica 55. Sobre o custo total de geração deve ser abatido o valor equivalente ao custo médio do ACR do SIN (ACRméd), conforme o art. 2º da citada Resolução Normativa, considerando o mercado das distribuidoras, conforme a seguinte equação: RCCC = CTISOL (GTISOL x ACRméd) Onde: RCCC : Reembolso da CCC-ISOL (R$) CTISOL : Custo total de geração (R$) GTISOL : Geração total (MW.h) ACRméd : Custo médio do ACR do SIN (R$/MW.h) 56. Ao final, acrescenta-se ao reembolso os valores referentes ao nível eficiente de perdas, aos tributos e à sub-rogação, resultando no valor de reembolso de R$ 5.759.388.151,33. 57. Quanto ao saldo financeiro, há apenas R$ 1,8 milhão em caixa (30/09/2015), portanto sem significado relevante para o montante do orçamento. Carvão Mineral Contexto 58. Pela Lei nº 10.438/2002, art. 13, regulamentada pelo Decreto nº 4.541/2002, arts. 33 e 34, e normatizada pela Resolução Normativa nº 500/2012, foi estabelecido o mecanismo de reembolso dos custos de combustíveis para usinas termoelétricas que utilizam carvão mineral nacional como fonte. 59. A Lei visa promover a competitividade da energia produzida a partir de carvão mineral nacional, com a duração de 25 anos, i.e., até o ano de 2027, e definiu que o repasse da CDE para a cobertura desses custos inclui o valor de combustíveis secundários, mantida a obrigatoriedade da compra mínima estipulada nos contratos vigentes na data de publicação da Lei. 60. Pela Resolução Normativa nº 500/2012 há dois mecanismos que podem implicar em corte do reembolso do custo do carvão mineral aos agentes geradores beneficiários. O primeiro (art. 3º, 4º), que vigorará a partir de 1º/1/2016, observa a razão entre a eficiência energética da usina e um valor normativo. O segundo observa o atendimento à geração de referência da usina (art. 3º, 6º). 61. A previsão do custo do carvão mineral e combustíveis secundários, o qual integra a CDE, é orientada pela programação da geração de referência das usinas, elaborada pelo ONS, e pela previsão do consumo e dos custos dos combustíveis, elaborada pela Eletrobras, considerando a geração de referência e os requisitos da Resolução Normativa nº 500/2012.
Unidade Fl. 12 da Nota Técnica nº 143 /2015-SRG /ANEEL, de 07/12/2015. Carvão Mineral Orçamento 62. O orçamento encaminhado pela Eletrobras, o qual não incorpora os mecanismos de redução do reembolso da Resolução Normativa nº 500/2012, consta da tabela a seguir (até a linha total combustíveis ), sendo os ajustes em função dos mecanismos de corte, aplicados nesta análise, postos nas linhas corte geração ref. e corte eficiência ref. : Tabela 4 Orçamento carvão mineral para 2016 Total 2016 Charqueadas Presidente Médici complexo fases A+B fase C Jorge Lacerda Figueira compra mínima t 346.392 800.000*** 1.700.000 2.400.000 78.000 contratual R$/t 141,90 66,70*** 52,73 302,94 397,32 R$ 950.200.980,58 49.153.024,80 53.360.000,00 89.640.995,78 727.056.000,00 30.990.960,00 compra adicional R$ 63.617.400,00 - - - 63.617.400,00 - comb. secundário R$ 39.389.215,30 1.713.900,00 11.888.327,00 12.025.964,00 13.561.371,00 199.653,30 total combustíveis R$ 1.053.207.595,88 50.866.924,80 65.248.327,00 101.666.959,78 804.234.771,00 31.190.613,30 corte geração ref.** % 100,0% 55,0% 100,0% 100,0% 100,0% custo subtotal R$ 1.023.845.848,73 50.866.924,80 35.886.579,85 101.666.959,78 804.234.771,00 31.190.613,30 corte eficiência ref.* % 68,4% 74,0% 100,0% 90,1% 59,2% custo total R$ 906.168.324,81 34.792.976,56 26.560.381,23 101.666.959,78 724.683.164,16 18.464.843,07 * Corte de reembolso pela aplicação do critério do 6º, art. 3º da Resolução Normativa nº 500/2012, com valores estimados conforme eficiência histórica dos empreendimentos. ** Corte de reembolso pelo descumprimento do requisito do 4º, art. 3º da Resolução Normativa nº 500/2012, estimado com base na geração de referência e na geração verificadas em 2014 e 2015. *** Redução da compra mínima, de 1.800.000 para 800.000 t/ano, e aumento do preço, de R$ 53,43/t para R$ 66,70/t. 63. Do orçamento original proposto pela Eletrobras, alterou-se a quantidade e o preço do carvão destinado às UTEs Presidente Médici fases A e B, conforme solicitação da beneficiária CGTEE, que está em análise no processo nº 48500.002868/2015-24. Tal alteração resulta numa redução de R$ 32 milhões ao orçamento de 2016. 64. Considerando que a previsão de custos encaminhada pela Eletrobras não observou a aplicação dos critérios de corte da Resolução Normativa nº 500/2012, fez-se estimativa, com base na eficiência histórica dos empreendimentos, para a aplicação do corte de reembolso pelo critério de eficiência mínima a que se refere o 6º, art. 3º da Resolução (linha corte eficiência ref. ). 65. Observando ainda o requisito da geração de referência do 4º, art. 3º da Resolução, fez-se estimativa do corte de reembolso para 2016, com base na geração bruta verificada em 2014 e 2015 e as respectivas gerações de referência de cada ano (linha corte geração ref. ). É importante destacar que a aplicação desse critério em 2015 resultou numa redução de 100% para 38% de reembolso nas UTEs Presidente Médici fases A+B e para 91% na UTE Figueira.
Fl. 13 da Nota Técnica nº 143 /2015-SRG /ANEEL, de 07/12/2015. 66. O resultado combinado das estimativas e ainda da redução da compra mínima das UTEs Presidente Médici fases A e B equivale a R$ 179 milhões de redução ao orçamento original de R$ 1.085 milhões da parcela carvão mineral para 2016, o qual passou para R$ 906.168.324,81. IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 67. A legislação presente nesta Nota Técnica inclui: a Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009; o Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; a Resolução Normativa nº 427, de 22 de fevereiro de 2011; a Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, o Decreto nº 4.541, de 23 de dezembro de 2002 e a Resolução Normativa nº 500, de 17 de julho de 2012. V. DA CONCLUSÃO 68. Com vistas à definição do orçamento da CDE, referente à parcela de custo CCC para o ano de 2016, conclui-se que o Plano Anual de Operação dos Sistemas Isolados e o Plano Anual de Custos da CCC apresentam-se consistentes e com informações suficientes para avaliar-se o orçamento original de R$ 6.593.410.651,03. Contudo, corrigindo-se o orçamento, principalmente em função do ajuste do preço e da quantidade do gás natural, obtém-se o montante de R$ 5.759.388.151,33. 69. Ainda com relação ao orçamento da CCC, visto que até o momento não houve informações suficientes para que a ANEEL homologasse o montante dos reembolsos pendentes no valor de R$ 4.717.223.514,46, não há condições que suportem a sua inclusão ao orçamento da CDE para 2016. Ressalta-se que no processo de reconhecimento dos reembolsos pendentes há que se considerar o ajuste da quantidade e do preço do gás natural, bem como a recuperação de impostos pelos agentes beneficiários. 70. Para o orçamento da parcela carvão mineral para o ano de 2016, conclui-se que previsão do consumo e dos custos dos combustíveis, elaborada pela Eletrobras, deixou de considerar os critérios de corte de reembolso da Resolução Normativa nº 500/2012, de forma que necessitaram de correção por estimativa, alterando o valor original de R$ 1.085.335.593,74 para R$ 906.168.324,81. VI. DA RECOMENDAÇÃO 71. Ante o exposto, considerando a previsão de custos da CCC e da parcela carvão mineral, que comporão o orçamento da CDE para 2016, recomenda-se: a) a aprovação do orçamento da CCC no valor de R$ 5.759.388.151,33; b) a aprovação do orçamento da parcela carvão mineral no valor de R$ 906.168.324,81; c) que a SFF e a SFG façam gestão junto à Eletrobras (i) pelo descumprimento do art. 54 da Resolução Normativa nº 427/2011, especialmente no que diz respeito à disponibilização do histórico de preços dos combustíveis desde 2014, (ii) pela falta da aplicação dos critérios de corte da Resolução Normativa nº 500/2012 ao orçamento da parcela carvão mineral, e ainda (iii) pela falta de informações que comprovem o montante de reembolsos pendentes da CCC;
Fl. 14 da Nota Técnica nº 143 /2015-SRG /ANEEL, de 07/12/2015. d) a fixação da quantidade de gás natural para fins de reembolso pela CCC, referente aos compromissos de take-or-pay e ship-or-pay do gasoduto Urucu-Manaus, no valor de 4.076.156 m³/dia, e e) a apuração dos reembolsos efetuados pela Eletrobras em valores superiores à quantidade de que trata a alínea d. FELIPE ALVES CALABRIA Especialista em Regulação GABRIEL DE JESUS AZEVEDO BARJA Especialista em Regulação De acordo: CHRISTIANO VIEIRA DA SILVA Superintendente de Regulação dos Serviços de Geração