MANUAL DE FISCALIZAÇÃO DA GERAÇÃO DAS · termos do inciso III do art. 13 da Lei nº 5.899/73,...

Manual de Monitoramento e Fiscalização da CCC

MANUAL DE MONITORAMENTO E FISCALIZAÇÃO DA

CONTA DE CONSUMO DE COMBUSTÍVEIS – CCC


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APRESENTAÇÃO

Em decorrência das novas regras e procedimentos relativos à Conta de Consumo

de Combustíveis Fósseis – CCC advindas com a publicação da Lei 12.111, de 9 de

dezembro de 2009, que dispõe sobre os serviços de energia elétrica nos Sistemas

Isolados, bem como do Decreto nº. 7.246, de 28 de julho de 2010, e da Resolução

Normativa nº 427, de 22 de fevereiro de 2011, que tratam da regulamentação da

CCC, observou-se a necessidade de se estruturar um monitoramento e uma

fiscalização regular, por parte das diversas áreas da ANEEL, da Conta de Consumo

de Combustíveis Fósseis – CCC, no que diz respeito ao planejamento, recolhimento

das cotas, reembolso dos custos, processamento e segurança das informações e

gestão dos recursos, considerando todos os agentes envolvidos.

Desta forma, foi elaborado este manual de monitoramento e fiscalização da CCC

pelas superintendências afins da ANEEL: Superintendência de Fiscalização dos

Serviços de Geração – SFG, Superintendência de Regulação dos Serviços de

Geração – SRG, Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF,

Superintendência de Regulação Econômica – SRE, Superintendência de Estudos do

Mercado – SEM, e Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade -

SFE.

Este manual apresenta as diretrizes, ressalvas, premissas, bem como os pontos

passíveis de fiscalização pela ANEEL na CCC, e as áreas responsáveis pela

coordenação desse monitoramento e fiscalização.


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CONTROLE DE REVISÕES

REV. DESCRIÇÃO DATA

00 Primeira Emissão xx/xx/2011


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SUMÁRIO

1. Introdução 5

1.1. Ressalvas e premissas a serem observadas 6

1.2. Diretrizes a serem observadas 6

2. Previsão da geração nos sistemas isolados 7

2.1. Planejamento do mercado 7

2.2. Plano Anual de Operação dos Sistemas Isolados 8

3. Programa Mensal da Operação (PMO) 9

4. Previsão do Custo Anual 11

5. Monitoramento da Oferta 13

6. Apuração dos Custos Realizados 14

7. Reembolso (Mensal) dos Custos 20

8. Sub-rogação 23

9. Recolhimento das quotas 25

10. Sistema de Coleta de Dados Operacionais (SCD) 28

10.1 Implantação/Adequação do SCD 28

10.2 Operação do SCD 29

10.3 Reembolso do SCD (custos de implantação/adequação) 30

11. Sistemas de Gestão da CCC utilizados pela Eletrobras 32

12. Situações Transitórias 34


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1. Introdução

A Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, instituiu a ANEEL com a finalidade de regular e fiscalizar as atividades de produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do governo federal.

A responsabilidade legal pela gestão do Fundo CCC pela Eletrobras está fundamentada nos

termos do inciso III do art. 13 da Lei nº 5.899/73, do art. 8º da Lei 8.631/93 e dos arts. 24 e 25 do Decreto 774/93.

Por meio da Medida Provisória nº 466, de 29 de julho de 2009, foram reformuladas as diretrizes

da contratação de energia elétrica nos Sistemas Isolados e ainda do ressarcimento dos custos de geração pela CCC.

A Medida Provisória nº 466, de 29 de julho de 2009, foi convertida na Lei nº 12.111, de 9 de

dezembro de 2009, que dispõe sobre os serviços de energia elétrica nos Sistemas Isolados, sendo que sua regulamentação foi editada pelo Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010.

Em 11 de março de 2011, foi publicada a Resolução Normativa nº 427, de 22 de fevereiro de

2011, que Regulamenta a Lei nº 12.111/2009, e o Decreto nº 7.246/2010, e estabelece os procedimentos para planejamento, formação, processamento e gerenciamento da CCC.

Em decorrência das novas regras e procedimentos relativos à CCC advindas com a publicação

da Lei 12.111/2009, do Decreto nº 7.246/2010, e da Resolução Normativa nº 427/2011, observa-se a necessidade de a ANEEL estruturar um monitoramento e uma fiscalização regular da CCC definindo metodologia e responsabilidades das áreas afins na ANEEL. Esses normativos tratam de aspectos relacionados ao planejamento, à formação, ao processamento e ao gerenciamento da CCC. Assim, tendo em vista a complexidade na análise das questões relacionadas com a CCC, faz-se necessário o envolvimento de várias áreas técnicas da ANEEL, em especial as superintendências SFG, SFF, SFE, SRG, SRE e SEM.

Assim, objetivando atender essa demanda e, considerando a complexidade e a necessidade do

envolvimento de várias áreas técnicas da ANEEL, já que o assunto permeia as atividades de várias superintendências, foi criado, por meio da Portaria nº 1.784, de 12 de abril de 2011, um grupo de trabalho com o objetivo de elaborar um manual de monitoramento e fiscalização da CCC.

Isto posto, os trabalhos realizados pelo grupo foram pautados nas seguintes diretrizes:

a) a elaboração do manual de monitoramento e fiscalização da CCC abordou o planejamento, recolhimento das cotas, reembolso dos custos, processamento e segurança das informações e gestão dos recursos, considerando todos os agentes envolvidos;

b) o estudo realizado para elaboração desse manual teve como foco o disposto na Lei 12.111/2009, no Decreto nº 7.246/2010, e na Resolução Normativa nº 427/2011;

c) realização de reuniões semanais em que os responsáveis por cada assunto apresentavam suas análises, as quais eram discutidas e consolidadas como itens do fluxo do processo em questão ou pontos passíveis de monitoramento e/ou fiscalização.


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Os trabalhos foram desenvolvidos no período de abril a agosto de 2011. Este manual foi elaborado com o intuito de orientar as ações de monitoramento e fiscalização.

Contudo, a área responsável pelo monitoramento e/ou pela fiscalização poderá, quando necessário, aprofundar-se em outros pontos não abordados no presente manual.

1.1. Ressalvas e premissas a serem observadas

Após toda atividade fiscalizatória realizada no âmbito deste Manual, deverá ser elaborado o Relatório de Fiscalização, descrevendo as atividades realizadas, as metodologias adotadas e relatando as não conformidades observadas.

O Relatório de Fiscalização deverá conter as seguintes ressalvas e premissas:

A fiscalização da ANEEL não diminui, nem exime de responsabilidade da Empresa no

cumprimento de suas competências;

Em qualquer hipótese, a Empresa será responsável pelos danos causados para a ANEEL ou para terceiros, por força da execução de suas atividades; e

A análise pela ANEEL de consistência de documentos não significa validação da decisão

tomada pela Empresa.

1.2. Diretrizes a serem observadas

Ao estabelecer qualquer prioridade para o monitoramento e a fiscalização de um determinado item, deverá ser observada a sua relevância, principalmente no que diz respeito ao eventual impacto econômico nas tarifas dos consumidores.

Os pontos passíveis de monitoramento e/ou fiscalização identificados no presente manual não

são exaustivos, a ponto de esgotar todas as possibilidades de fiscalização a respeito da CCC. As fiscalizações serão executadas pelas superintendências de fiscalização (SFE, SFG, SFF),

com apoio das superintendências SRG, SRE e SEM. Para cada ponto passível de monitoramento e/ou fiscalização foi definida uma superintendência

coordenadora. No entanto, isso não dispensa o apoio de outras superintendências da ANEEL na execução dessa atividade.

Antes de iniciar os trabalhos de fiscalização, é imprescindível que seja realizada a leitura de

todos os normativos relacionados ao monitoramento e à fiscalização da CCC, com o objetivo de se contextualizar os pontos passíveis de monitoramento e/ou fiscalização e se atingir maior eficácia dessas ações.


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2. Previsão da geração nos sistemas isolados

Referências normativas:

o Resolução Normativa 427/2011: art. 36 o Decreto 7.246/2010: art. 5º, 6º, 7º e 10. o Portaria 600/2010

2.1. Planejamento do mercado

Fluxo

Esse item depende de NA (Não Aplicável)

Etapas desse item

1. Concessionárias fazem a previsão do mercado, com base no histórico de crescimento e em fatores econômicos atuais e futuros.

1.1. A previsão de crescimento do mercado, para dez anos (a Lei 12.111 exige 5 anos), é encaminhada ao MME após consolidação pela EPE em conjunto com o GTON. Os cinco primeiro anos servirão para fins da realização de leilão para a compra de energia.

2. A previsão de mercado para o ano seguinte é utilizada pelo GTON para a elaboração do Plano Anual de Operação dos Sistemas Isolados, que faz a previsão da necessidade da geração (para atendimento da demanda).

Depende desse item Plano Anual de Operação dos Sistemas Isolados

PONTO PONTO PASSÍVEL DE MONITORAMENTO E/OU FISCALIZAÇÃO RESPONSÁVEL

2.1 Verificar a aderência entre as informações de crescimento de mercado enviadas pelas concessionárias ao MME, para fins da realização de leilões de compra de energia, e as informações constantes do Plano Anual de Operação dos Sistemas Isolados, elaborado pelo GTON.

SRG

2.2 Verificar a consistência entre a previsão do mercado do ano seguinte com o seu histórico.

SRG

2.3 Monitorar o envio por parte das distribuidoras do planejamento do atendimento de seus mercados, cujo prazo é 1º de março de cada ano (art. 4 da Portaria 600/2010).

SEM

2.4 Realizar ação de fiscalização em relação ao envio por parte das distribuidoras do planejamento do atendimento de seus mercados, quando solicitado pelo

SFE


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MME ou EPE (art. 4 da Portaria 600/2010).

2.2. Plano Anual de Operação dos Sistemas Isolados

Fluxo

Esse item depende de

Planejamento do mercado

- Autorização da ANEEL para utilizar o reembolso da CCC - atendimento direto por PIEs. (OBS: O PIE deverá ter seu empreendimento incluído no PMO a partir do mês subseqüente ao da autorização da ANEEL para utilizar o reembolso da CCC - art. 25 da Res. 427/11)

Etapas desse item

1. O GTON elabora o Plano Anual de Operação dos Sistemas Isolados, considerando a previsão de geração baseada no balanço energético entre os requisitos de geração (mercado) e as disponibilidades de todas as fontes, para cada sistema isolado.

Depende desse item Plano Anual de Custos da CCC – PAC


2.5 Verificar a consistência da previsão da geração hidrelétrica, com base no histórico de geração e na previsão hidrológica, e da previsão da geração a biomassa, com base nos contratos.

SRG

2.6 Verificar a consistência do despacho ótimo, de modo a ser evitado o custo das termelétricas mais caras. Analisar se o despacho atende ao critério do menor custo global de geração, em função do custo de cada usina: variável (combustível) e energia (contrato ou geração própria).

SRG

2.7 Realizar ação de fiscalização, sob demanda da SRG ou SRE, em relação ao cumprimento do prazo de envio pela Eletrobras (até o dia 31 de outubro de cada ano) do Plano Anual de Operação dos Sistemas Isolados para aprovação da ANEEL, conforme art. 38 da Res. 427/11.

SFG e SFF

2.8 Realizar ação de fiscalização em relação ao envio por parte das distribuidoras das informações que compõem o Plano Anual de Operação dos Sistemas Isolados, quando informado pela Eletrobras.

SFG


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3. Programa Mensal da Operação (PMO)


o Resolução Normativa 427/11: arts. 20 e 25 o Decreto nº 7.246/10: art. 4º

Fluxo


- Plano Anual de Operação dos Sistemas Isolados

- Autorização da ANEEL para utilizar o reembolso da CCC – atendimento direto por PIEs (OBS: O PIE deverá ter seu empreendimento incluído no PMO a partir do mês subseqüente ao da autorização da ANEEL para utilizar o reembolso da CCC - art. 25 da Res. 427/11)

Etapas desse item

1. Entradas do PMO

1.1 Recebimento de dados do SCD (no período de transição são utilizados os dados declarados pelos agentes geradores)

1.2 Mercado declarado

1.3 Parque gerador (potências instaladas e líquidas, disponibilidades de UGs, manutenções nas UGs, etc.)

1.4 Importação de energia

1.5 Dados hidrológicos (nos sistemas hidrotérmicos)

2. Elaboração da programação energética (despacho ótimo dos sistemas) pelo GTON

3. Saídas do PMO (mensalmente)

3.1 Geração de energia verificada

3.2 Consumo de combustíveis verificado dentro dos limites estabelecidos

3.3 Intercâmbios verificados.

3.4 Previsão de geração

3.5 Previsão de geração x geração verificada (situação transitória, até a implantação do SCD)

3.6 Previsão do consumo de combustível

3.7 Ordem de despacho ótimo para as capitais

3.8 Indisponibilidades

OBS: Os itens 3.1, 3.2 e 3.3 são encaminhados para o processo de reembolso.

Depende desse item Apuração da geração de energia para ressarcimento


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3.1 Avaliar metodologias, procedimentos e sistemas computacionais utilizados, tanto pelas concessionárias que operam o sistema elétrico como pelo GTON que elabora o PMO, para efetuar o despacho ótimo dos sistemas, em especial os hidrotérmicos:

Sistema Manaus (UHE Balbina), operado pela Amazonas Energia

Sistema Macapá (UHE Coaracy Nunes), operado pela Eletronorte

Esta análise deverá abordar:

previsão (mensal e anual) do mercado;

planejamento da expansão do parque gerador;

controle dos índices de indisponibilidades forçadas e programadas;

segurança energética;

cumprimento do despacho ótimo;

quando aplicável, acompanhamento do nível e volume do reservatório.

SFG e SRG


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4. Previsão do Custo Anual


o Resolução Normativa nº. 427/2011: arts. 9º, 36, 37 e 38

Fluxo

Esse item depende de Plano Anual de Operação dos Sistemas Isolados

Etapas desse item

De acordo com a necessidade de geração das diversas fontes, oriunda do Plano Anual de Operação, a Eletrobras elabora o Plano Anual de Custos da CCC (PAC), que indica as quantidades de combustíveis e de geração de todas as fontes disponíveis, inclusive importação de energia, e o respectivo aporte financeiro necessário à cobertura do custo total de geração para o ano civil. Na elaboração do PAC, a Eletrobras deverá considerar:

1. Os limites de preços e de consumo específico de combustíveis;

2. Os custos de referência para a geração própria, divulgados pela ANEEL;

3. Os custos de contratação de energia pelas concessionárias;

4. Os valores destinados à sub-rogação;

5. O valor do ACRméd;

6. O regime tributário de cumulatividade do PIS/COFINS;

7. As informações de ICMS encaminhadas pelos agentes beneficiados da CCC, para composição da parcela de ICMS não recuperada.

8. As informações complementares, conforme parágrafo único do art. 37 da resolução 427/2011 (saldos financeiros, inadimplência etc.)

Depende desse item Recolhimento das cotas


4.1 Realizar ação de fiscalização, sob demanda da SRG ou SRE, em relação ao cumprimento do prazo de envio (até o dia 31 de outubro de cada ano) do Plano Anual de Custos da CCC (PAC) para aprovação da ANEEL, conforme art. 38 da Res. 427/11.

SFG e SFF

4.2 Verificação do conteúdo do Plano Anual de Custos da CCC (PAC), responsabilidade da Eletrobras/GTON, se estão de acordo com o art. 37 da Resolução nº 427/2011, especialmente quanto aos quesitos complementares do parágrafo único desse artigo.

SRG e SRE

4.3 Realizar ação de fiscalização em relação ao envio por parte das distribuidoras SFG e SFF


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das informações que compõem o PAC, conforme informado pela Eletrobras (artigos (9º, 37 e 38).


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5. Monitoramento da Oferta


o Resolução Normativa nº 427/2011: art. 8º e 24

Fluxo

Esse item depende de Plano Anual da Operação

Etapas desse item

Por meio de um banco de dados (a ser desenvolvido) atualizado, monitorar, dentre outras, as seguintes informações relacionadas à oferta:

Nome da usina;

Empresa;

Potência instalada;

Número do contrato;

Data de entrada em operação comercial;

Atos de outorga.

Depende desse item Apuração dos custos realizados


5.1 Manter um banco de dados com todas as informações necessárias para monitoramento da oferta, tais como: nome da usina, empresa, potência instalada, número do contrato, data de entrada em operação comercial, atos de outorga etc.

SEM, SFF e demais áreas responsáveis

5.2 Fiscalizar se as informações que constam no Sistema de Cadastro de Usinas – SCU estão de acordo com as outorgas dos empreendimentos.

SFG


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6. Apuração dos Custos Realizados


o Resolução Normativa nº 427/2011: Capítulos I, II, III e IV

Fluxo

Esse item depende de Monitoramento da Oferta (Contratos, Aluguel e Geração Própria)

Sistema de Coleta de Dados Operacionais (SCD)

Etapas desse item

1. A figura apresentada no Anexo 1 desse Manual apresenta, em forma de fluxo, as equações a serem utilizadas na apuração dos custos realizados pelas concessionária de distribuidoras de energia nos Sistemas Isolados. Essas equações são detalhadas no texto a seguir.

2. Para obter o valor a ser reembolsado pela CCC (RCCC) a cada Distribuidora, a Eletrobras deve calcular mensalmente o Custo Mensal Total de Geração (CTISOL) e a Geração Mensal Total (GTISOL), conforme equação abaixo:

RCCC = CTISOL – (GTISOL x ACRméd)

2.1 O GTISOL corresponde ao somatório da energia produzida por todas as fontes supridoras de cada concessionária de distribuição do Sistema Isolado. Os montantes de energia devem ser obtidos pela leitura do Sistema de Coleta de Dados Operacionais (SCD), conforme o item 10 deste Manual, com exceção das usinas que foram interligadas ao SIN, que não possuem SCD, que devem ser consideradas como contratadas por potência/energia e cujo montante produzido deve ser atestado pela Distribuidora.

2.2 A SRE calculará e publicará o custo médio da energia no ambiente de contratação regulada (ACRméd) do Sistema Interligado Nacional (SIN).

2.3 A Eletrobras deve calcular o CTISOL pelo somatório das seguintes parcelas de custo:

CTISOL = CTCOMB + CTGP + CTCE , onde:

CTISOL : Custo Total de Geração

CTCOMB: Custo Total com Combustíveis

CTGP : Custo Total com Geração Própria

CTCE: Custo Total com Contratação de Potência e E.E.

Obs.1: O custo do investimento no Sistema de Coleta de Dados (CTSCD) pode ser agregado ao custo do CTISOL, desde que atendidos os requisitos do art.10º da Res.


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nº 427/11.

Obs. 2 : Conforme § 4º do art. 11 do Decreto 7.246/2010, na hipótese de troca do combustível, o custo total de geração de energia elétrica nos Sistemas Isolados será obtido tendo como base o combustível que representar o menor custo final de geração, de modo a preservar a eficiência econômica e energética e minimizar a necessidade de reembolso de custo da CCC no horizonte contratual.

3. I – Cálculo do CTCOMB

CTCOMB = CTcombust + CTimp+enc + CTdesp acess

I.1 CTcombust = Pcomb x Qcomb

I.1.1 Pcomb é igual a um dos 3 valores abaixo:

a) preço especial, mediante justificativa conforme §3º do art.11

ou menor preço entre:

b) média ponderada dos preços das notas fiscais, descontada da parcela dos tributos

= Ppond NF - Picms

c) preço de referência, obtido da tabela divulgada pela Agência Nacional do Petróleo – ANP, com tratamento dado conforme o §1º do art.11;

I.1.2 Qcomb = c.e. x MSCD

I.1.2.1 c.e. é o consumo específico obtido pelo menor valor entre os itens a), b), c) e d) ou pelo item e):

a) consumo específico calculado pela divisão da quantidade de combustível utilizado (kg ou L) pela energia produzida na Usina (kWh), medidos pelo SCD;

b) valores de consumo específico de combustíveis por faixa de potência e de tecnologia estabelecidos pela ANEEL e, ainda, tipo de combustível (tabelas dos Anexos I, II e III da Resolução nº427/11);

c) consumo específico estabelecido em contrato assinado pelas partes;

d) consumo específico médio do agente no ano anterior ao analisado;

e) limite concedido na subrogação para Usinas com programa de eficientização.

I.1.2.2 MSCD é o montante de energia produzida pela usina, obtido do SCD, conforme item 10 deste Manual.


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I.2 CTimp+enc = CTICMS comb - CTPIS-COFINS

I.2.1 CTICMS comb = PICMS comb x Qcomb, onde

I.2.1.1 PICMS comb = Pcomb x %ICMS comb

Pcomb já definido e %ICMS comb é a alíquota de ICMS para comercialização de combustível no Estado, limitada à alíquota vigente em 30/07/09, conforme §9º do Art. 3º da Lei nº 12.111/09

I.2.1.2 Qcomb já definido anteriormente.

I.2.2 CTPIS-COFINS consiste em :

a) = 0 para empresa em regime cumulativo;

b) = 0,0925 x (valor total das notas fiscais), para empresa em regime não-cumulativo.

I.3 CTdesp acess

Valor declarado pelo agente e que será avaliado posteriormente pela ANEEL.

4. II – Cálculo do CTGP

CTGP = CD+R + Alug + O&M

II.1 CD+R é a parcela referente à depreciação e à remuneração do agente, obtida dos dados da última revisão tarifária da distribuidora, a ser divulgada pela SRE. No caso de se tratar de aluguel de equipamento de geração, o valor do CD+R é igual a zero.

II. 2 Alug é a parcela referente à contratação de aluguel de máquinas. Pode ter os seguintes valores:

II.2.1 Alug = 0, se equipamento próprio;

II.2.2 Alug = valor do aluguel acordado em contrato (Calug

do CE), que geralmente é condicionado ao montante gerado, portanto, multiplicado pelo MSCD.

O Anexo IV da Res nº427/11 limita o valor de Calug do CE :

II.2.2.1 Se contrato de aluguel inclui O&M, Calug do CE é limitado ao valor da coluna “Total”;

II.2.2.2 Se contrato de aluguel não inclui O&M, Calug

do CE é limitado ao valor da coluna “Receita Fixa”.

Obs: Os valores dos limites estarão disponíveis à Eletrobras em Despachos publicados pela ANEEL, conforme § 2º ao §10º do art. 7º da Res. nº 427/2011.

5. III – Cálculo do CTCE

CTCE = (PCE x MSCD) + CTimp+enc


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III.1 PCE = PCEcomb + PCEenergia ,

III.1.1 PCEcomb é a parcela correspondente ao combustível no preço total contratado. Pode ser igual a zero para os contratos cujo beneficiário da CCC é o gerador (ver art. 8º da Res. nº 427/11);

III.1.2 PCEenergia é a parcela correspondente à energia no preço total contratado. Pode vir detalhada em preço por potência (R$/MW) e por energia (R$/MWh).

III.2 MSCD é o montante de energia obtido do SCD e tem como limite o montante contratado.

III.3 CTimp+enc = CTicms CE - CTPIS-COFINS

III.3.1 CTicms CE = Picms CE x MSCD,

III.3.1.1 Picms CE = PCE x %icms CE ,

PCE já definido e %icms CE é a alíquota de ICMS para comercialização de energia no Estado.

III.3.1.2 MSCD é o montante de energia produzida pela usina, obtido do SCD, conforme item 10 deste Manual.

III.3.2 CTPIS-COFINS consiste em :

a) = 0 para empresa em regime cumulativo;

b) = 0,0925 x (valor total das notas fiscais), para empresa em regime não-cumulativo.

Os agentes de distribuição deverão enviar mensalmente à Eletrobras informações sobre a contratação de potência e energia elétrica (inclui importação de energia e reserva de capacidade), conforme § 1º do art. 8º da Res. nº 427/11.

De posse das informações, a Eletrobras deve adotar o valor do CTCE, observando as determinações contidas no §2º do art. 8º da Res. nº 427/11.

A contratação de serviços de energia elétrica em regiões remotas deve ser incluída neste custo.

Depende desse item Reembolso dos custos totais pela CCC


6.1 Verificar se a Eletrobras utiliza os dados coletados pelo SCD, conforme estabelecido no §1º do art. 6º da Res. nº 427/2011 para:

- o reembolso, quanto ao montante de energia e de combustível, limitado pelo montante contratado de energia e potência;

- o cálculo do consumo específico.

SFF e SFG


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6.2 Verificar se a Eletrobras está utilizando como limite, para fins de reembolso do custo total de geração, o menor valor entre o consumo específico calculado com base nos dados do SCD, os valores do consumo específico definidos nos Anexos I, II e III Res. 427/11, o valor do consumo específico estabelecido em contrato e o valor médio verificado no ano anterior (§2º do art. 6º e art. 12 da Res. 427/11). E ainda, no caso de sub-rogação para Usinas com projeto de eficientização, o limite determinado pela Resolução.

SFG

6.3 Verificar se a Eletrobras considera o disposto no § 5º do art. 12, tendo em vista que não serão aceitos pela ANEEL os desmembramentos de centrais geradoras para fins de acomodação aos limites de consumo específico ora estabelecidos.

SFG

6.4 Verificar se a Eletrobras aplica as determinações contidas no §1º (preço de referência ANP) e no §3º (preço especial, validado pela ANEEL) do art.11 e no § 4º (média aritmética dos preços faturados no mês) do art. 6º da Res. nº 427/2011, para o cálculo do Pcomb.

SFF

6.5 Verificar se a Eletrobras analisa as solicitações de reembolso do CTCE, conforme estabelecido no §1º (documentos a serem apresentados), e no §2º (avaliação a ser realizada) do art. 8º da Res. nº 427/2011.

SFF

6.6 Verificar se a Eletrobras incorpora em suas análises os resultados das deliberações da ANEEL com relação ao art. 7º da Res. nº 427/2011, a respeito do CTGP.

SFF

6.7 Verificar se a Eletrobras considera que, conforme o § 4º do art. 11 do Decreto 7.246/2010, na hipótese de troca do combustível, o custo total de geração de energia elétrica nos Sistemas Isolados será obtido tendo como base o combustível que representar o menor custo final de geração, de modo a preservar a eficiência econômica e energética e minimizar a necessidade de reembolso de custo da CCC no horizonte contratual

SFF

6.8 Verificar se a Eletrobras calcula o valor de reembolso do ICMS conforme estipulado no art. 9º da Res. nº 427/2011 e atende às exigências do § 6º (crédito de ICMS não recuperado) e do §7º (não-cumulatividade do PIS/PASEP e COFINS) do art.6º da Res. nº427/11. Verificar ainda se é aplicado o teto da alíquota do ICMS de combustíveis de 30/07/2009.

SFF

6.9 Verificar os casos de empreendimento que tiveram restrição de operação de modo a se analisar a redução do reembolso de forma proporcional à redução da geração verificada no mês (§5º do art. 7º da Res. 427/11).

SRG e SFG

6.10 Verificar se os valores declarados pela Distribuidora relativo à compra de energia das usinas interligadas ao SIN estão corretos.

SFF

6.11 Caso observado o não atendimento das condições estabelecidas, verificar se a Eletrobras está retendo o reembolso, conforme o § 2º do art. 20 da Res.

SFG e SFF


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427/11.

6.12 Verificar se a Eletrobras está adotando o ACRmédio estabelecido pela SRE. SFF


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7. Reembolso (Mensal) dos Custos


o Resolução Normativa nº 427/2011: Capítulos I, II, III e IV

Fluxo

Esse item depende de Apuração dos Custos Realizados

Etapas desse item

1. A Eletrobras deve identificar todas as fontes supridoras de energia de cada concessionária de distribuição beneficiária da CCC, sejam usinas termelétricas (óleo, gás etc.), usinas hidrelétricas, pequenas centrais hidrelétricas, importação de energia, fontes renováveis (biomassa, fotovoltaica etc.) e por reserva de capacidade.

2. A Aneel informará à Eletrobras os contratos e respectivos aditivos de compra e venda de energia elétrica, inclusive importação de energia e reserva de capacidade.

3. Para cada agente supridor, a Eletrobras deve receber e registrar as seguintes informações do(s) contrato(s) assinados com a distribuidora: vigência, preço do combustível, preço da energia comercializada por potência (MW) e montante (MWh), preço da energia por parcela de custo (O&M, ativo, equivalente hidráulico).

4. O agente de distribuição e o produtor independente referido no art. 22 da Res. 427/2011, que comercializem energia elétrica nos Sistemas Isolados deverão informar à Eletrobras, mensalmente, o custo total com contratação de potência e energia elétrica (CTCE), inclusos os contratos de importação de energia e de reserva de capacidade firmados, no caso do agente de distribuição. Essa informação deverá conter, no mínimo:

3.1 Declaração do agente quanto ao valor a ser considerado para cálculo do reembolso;

3.2 Resumo das informações contratuais de preço e respectivo critério de reajuste, vigência, montante de energia e/ou potência comercializada, discriminadas por contrato;

3.3 Valores faturados em cada contrato, com e sem impostos; e

3.4 Cópias das faturas e notas de débito de cada contrato.

5. Para cada fatura apresentada, a Eletrobras deverá avaliar:

4.1 A existência de registro ou homologação do contrato de compra e venda de energia e potência e eventual aditivo pela ANEEL bem como a vigência do contrato;

4.2 A consonância entre o preço faturado e o valor aprovado


21

do contrato, observados os critérios de reajuste; e

4.3 A consonância entre o montante de energia faturada e o valor efetivamente registrado no SCD.

6. Para equipamentos alugados, o agente de distribuição deve encaminhar à Eletrobras o contrato de aluguel, cujas informações também deverão ser registradas (valor do aluguel, se inclui ou não O&M etc.).

7. O agente de distribuição que aluga equipamentos deve informar mensalmente à Eletrobras os valores a serem reembolsados com a composição detalhada dos custos.

8. A Eletrobras deve identificar a relação existente entre o gerador e a distribuidora, conforme os tipos apresentados na tabela do Anexo 2 deste Manual. Para cada tipo identificado, a Eletrobras calcula as parcelas de CTCOMB, CTGP e CTCE, de forma a compor o CTISOL da distribuidora e da geradora (caso exista CTISOL de G).

9. A Eletrobras deve elaborar planilha (ou sistema informatizado) para cada Distribuidora, que contemple, principalmente, as seguintes informações:

2.1 Fonte de energia; tipo de relação (1 a 9 conforme Anexo 2); CTCOMB; CTGP; CTCE; CTISOL , montante medido pelo SCD.

2.2 Discriminar os valores de CTISOL e montante medido pelo SCD para os geradores e para a distribuidora, beneficiários da CCC.

10. O CTISOL de cada geradora é o valor a ser reembolsado a esses agentes. No caso da distribuidora, a Eletrobras deve aplicar a regra da Res. Nº427/11 para determinar o valor do reembolso: RCCC = CTISOL – (GTISOL x ACRméd).

11. A Eletrobras deve observar se o custo total da distribuidora é inferior ao do ACRméd. Caso isto ocorra, a Distribuidora deverá ressarcir recursos ao Fundo CCC.

12. No caso de geração própria, a Eletrobras deve observar as restrições de operação das fontes supridoras e reduzir o montante a ser reembolsado, conforme § 5º do art. 7º.

13. Deve ser observado que o não envio dos dados do SCD implica em não reembolso ou suspensão.

Depende desse item NA (Não Aplicável)


7.1 Verificar a consonância entre as informações contratuais fornecidas pelo agente de distribuição ou produtor independente e as informações contratuais enviadas pela ANEEL à Eletrobras.

SFF e SEM

7.2 Verificar se a Eletrobras observa todos os valores e informações constantes SFF


22

nos contratos de fornecimento de energia com os agentes supridores

7.3 Verificar se a Eletrobras considera de forma apropriada os agentes que entraram no regime de restrição, cuja geração passa a ser paga pelo Encargo de Serviço do Sistema – ESS, bem como o movimento contrário, quando o agente passa a ser ressarcido pela CCC.

SFF

7.4 Verificar se a Eletrobras considera os valores de referência publicados pela SRE e SRG em seus respectivos Despachos.

SFF

7.5 Verificar se a Eletrobras considera corretamente o custo da energia das fontes de UHE, PCH, importação e reserva de capacidade.

SFF


23

8. Sub-rogação


o Resolução Normativa 427/11: arts. 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34 e 35.

Fluxo

Esse item depende de SCD, Leilões

Etapas desse item

1. Solicitação do reembolso por parte dos agentes (caso o direito à sub-rogação não esteja contemplado na etapa do leilão).

2. Análise e homologação, por meio de Resolução (SRG) dos investimentos prudentes considerados na elaboração do projeto básico. A resolução de homologação deve estabelecer, em anexo, a documentação e formatação a ser apresentada pelo agente à ANEEL para fins de fiscalização.

3. Início dos pagamentos da sub-rogação pela Eletrobras

3.1. Para novos empreendimentos: após a entrada em operação comercial e envio dos dados por parte do beneficiado

3.2. Para eficientização: após a fiscalização pela ANEEL.

6. A Eletrobras publica mensalmente os valores repassados.

7. Envio da documentação pelo agente após 180 dias do início da operação comercial.

8. Fiscalização de execução física pela SFE/ SFG e emissão de NT para a SFF.

9. Fiscalização Econômico-Financeira pela SFF.

10. Resolução (SRG) em caso de redução do valor do investimento.

Depende desse item PAC


8.1 Comparação:

- da execução física de empreendimentos de geração com o projeto básico aprovado pela ANEEL (objeto da homologação), no caso de novos empreendimentos de geração

- do consumo específico final verificado na fiscalização in loco com o consumo específico anterior, conforme art. 12 da Resolução 427/2011, no caso de eficientização.

SFG

8.2 Comparação da execução física de empreendimento de linhas de transmissão e de distribuição com o projeto básico aprovado pela ANEEL

SFE


24

(objeto da homologação).

8.3 Análise do orçamento homologado pela ANEEL em comparação com o realizado.

SFF

8.4 Verificar junto à Eletrobras os pagamentos (procedimento e valores) referentes à sub-rogação.

SFF/SFG/SFE

8.5 Verificar junto aos Agentes que os recursos aplicados no Sub-rogação, pagos pela CCC, foram devidamente registrados como obrigações vinculadas (obrigações especiais) na contabilidade do Agente.

SFF


25

9. Recolhimento das quotas


o Resolução Normativa 427/11: arts. 43, 44, 45 e 46; o Decreto 774/93: parágrafo único do art. 24; o Lei 9.427/96: §2º do art. 17.

Fluxo


Previsão do Custo Anual – Definição de Quotas Anuais

Etapas desse item

1. Concessionárias e permissionárias de distribuição:

1.1 Anualmente nos reajustes/revisões tarifária são definidas as quotas anuais da CCC para cada agente de distribuição.

1.2 A SRE informa mensalmente a Eletrobras sobre as novas quotas definidas em Resolução.

1.3 A Eletrobras é responsável por encaminhar os instrumentos de cobrança para os agentes de distribuição.

1.4 O valor da quota anual deve ser recolhido em 12 parcelas a partir do mês subseqüente ao reajuste tarifário, com vencimento no dia 10 de cada mês.

1.5 Quotas extras complementares poderão ser definidas no caso de insuficiência de recursos com conseqüente revisão do orçamento da CCC. Depende de Resolução da ANEEL.

2. Transmissoras:

2.1 Anualmente no processo de definição da tarifas de uso da rede básica é definida a TUSTccc.

2.2 A quota mensal de cada transmissora corresponde ao valor total a ser arrecadado dos consumidores livres e/ou autoprodutores por meio da aplicação da TUSTccc, deduzidos os encargos e tributos que representam custos para a concessionária.

2.3 As quotas mensais são publicadas por meio de Despacho da SRE de acordo com as informações previamente encaminhadas pelo ONS e CCEE quanto a comandos de arrecadação e mercado verificado para cada concessionária.


26

2.4 A Eletrobras é responsável por encaminhar os instrumentos de cobrança para os agentes de transmissão.

2.5 O valor da quota mensal deve ser recolhido até o dia 30 do segundo mês subseqüente a medição.

3. Regras de Inadimplência e Atraso

3.1. A inadimplência no recolhimento de quotas mensais implica na aplicação de multa de 2% sobre o principal e juros de mora de 1% a.m., pro rata tempore, sobre o valor não recolhido, sem prejuízo da aplicação de penalidade previstas na REN nº 63/2004.

3.2. O parcelamento de débitos pela Eletrobras, após análise de requerimento do agente, será concedido em até 12 parcelas iguais e sucessivas de, no mínimo, R$ 50.000,00, corrigidas mensalmente pela SELIC, com vencimento na data do recolhimento aplicável ao agente.

3.3. A inadimplência de parcelamento implica seu cancelamento automático.

3.4. Novo parcelamento poderá ser deferido depois de quitado o parcelamento já concedido.

3.5. A concessão de parcelamento implica suspensão do registro de débito no Cadastro de Inadimplentes com obrigações intrassetoriais.

4. Relatórios

4.1. A Eletrobras deve comunicar mensalmente os inadimplementos.

4.2. A Eletrobras deve informar, em até 5 dias, o deferimento de parcelamentos.

4.3. Demais informações relacionadas ao art. 54.

Depende desse item Reembolso Mensal


9.1 Verificar a aderência entre os valores das quotas cobradas pela Eletrobras, o efetivo cumprimento por parte dos agentes, e os montantes aprovados pela ANEEL, conforme o tipo do agente:

Concessionárias e permissionárias de distribuição: 1/12 da quota anual previamente calculada pela SRE;

Transmissoras de energia: valores presentes nos Despachos

SFF


27

mensais da SRE.

9.2 Verificar os prazos do recolhimento adotados pela Eletrobras para cada tipo do agente:

Concessionárias e permissionárias de distribuição: até o dia 10 de cada mês, para pagamento da quota referente ao mês anterior;

Transmissoras de energia: até o dia 30 do segundo mês subseqüente ao de medição.

SFF

9.3 Verificar os percentuais de multas aplicadas pela Eletrobras. Aplicação de multa de 2% sobre o principal e juros de mora de 1% ao mês, pro rate tempore, sobre o valor total não recolhido.

SFF

9.4 Verificar os procedimentos adotados pela Eletrobras para parcelamento dos débitos dos inadimplentes.

SFF

9.5 Verificar a consistência da comunicação mensal feita pela Eletrobras dos agentes inadimplentes à ANEEL.

SFF

9.6 Verificar o cumprimento do prazo de envio do montante da energia mensal consumida e/ou excedente, medida em MWh, por parte da CCEE ANEEL e ao ONS (até o penúltimo dia útil do mês subseqüente ao da medição, por meio eletrônico, e até o último dia útil, por meio de correspondência), conforme § 7º do art. 45 da Res. 427/11.

SFF

9.7 Verificar o cumprimento do prazo de envio dos valores totais a serem arrecadados por cada concessionária de transmissão a título de CCC no respectivo mês de apuração, por parte do ONS à ANEEL (até cinco dias após a emissão dos avisos de crédito e débito), conforme § 6º do art. 45 da Res. 427/11.

SFF


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10. Sistema de Coleta de Dados Operacionais (SCD)


o Resolução Normativa 427/11: arts. 3, 15, 16, 17, 18, 19 e 54

10.1 Implantação/Adequação do SCD

Fluxo

Esse item depende de NA (Não Aplicável)

Etapas desse item

1. Licitação (apenas quando aplicável)

1.1 publicação do edital

1.2 homologação do resultado

2. Implantação/ Adequação

2.1 homologação do projeto pela Eletrobras

2.2 aquisição dos equipamentos

2.3 cadastro no sistema da Eletrobras

2.4 início da implantação/ adequação

2.5 comissionamento

2.6 confirmação pela Eletrobras de que o agente iniciou o envio dos dados de forma adequada

Depende desse item Operação e Reembolso do SCD


10.1 Enquanto não vencer o prazo previsto na Resolução 427/2011, por meio de um monitoramento à distância, acompanhar o cronograma de implantação do SCD (determinação para os agentes de envio mensal de relatório de progresso), em especial quanto às seguintes etapas:

1. Licitação (quando aplicável):

1.1 publicação do edital

1.2 homologação do resultado

2. Implantação:

2.1 aquisição dos equipamentos

2.2 início da implantação

2.3 cadastro no sistema da Eletrobras

SFG e SFE


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2.4 comissionamento

2.5 homologação pela Eletrobras

2.6 confirmação pela Eletrobras de que o agente iniciou o envio dos dados de forma adequada

OBS: Na homologação pela Eletrobras, quanto à implantação do SCD, analisar o atendimento ao art. 16 da Res. 427/11.

Após o prazo previsto na Resolução 427/2011, acompanhar apenas a confirmação pela Eletrobras de que o agente iniciou o envio dos dados de forma adequada.

10.2 Quando houver uma fiscalização de campo, verificar in loco a implantação do SCD, em especial quanto a questões relativas aos equipamentos e procedimento de envio dos dados.

SFG e SFE

10.3 Realizar ação de fiscalização quando o agente descumprir o prazo de implantação do SCD, conforme caput do art. 15 da Res. 427/11

SFG e SFE

10.4 Em relação ao art. 54 da Res. 427/11 (divulgação pela Eletrobras das informações da CCC), monitorar as informações da Eletrobras disponibilizadas na Internet relativas à etapa do início do envio adequado dos dados.

OBS: Necessidade de informar/determinar à Eletrobras o detalhamento das informações e os filtros necessários, em relação ao SCD, que deverão ser disponibilizadas na Internet, em atendimento ao art. 54 da Res. 427/11.

SFG e SFE

10.2 Operação do SCD

Fluxo

Esse item depende de Confirmação pela Eletrobras de que o agente iniciou o envio dos dados de forma adequada

Etapas desse item

Ciclo mensal:

1. Agente envia os dados para o sistema da Eletrobras

OBS: Quando o SCD ainda não estiver implantado, considerando o prazo de implantação da SCD estabelecido pela Res. 427/11, a agente envia dos dados via planilha AEC, devidamente assinada pelo representante da empresa.

2. Sistema da Eletrobras analisa os dados e verifica: o atendimento ao art. 19 da resolução 427/2011 (critérios técnicos do SCD) e art. 20 (execução do PMO e reembolso referente aos art. 2º e 3º da resolução 427/2011);

3. Sistema da Eletrobras apura e publica: os dados válidos medidos e tratados; os quantitativos de energia e/ou combustível


30

acumulados do mês para o cálculo do reembolso.

Depende desse item Apuração dos custos de geração nos sistemas isolados


10.5 Verificar por meio do sistema da Eletrobras se os agentes estão enviando o arquivo digital mensal dentro dos prazos (capitais e outras localidades) definidos no art. 18 da Res. 427/11

SFG e SFE

10.6 Verificar por meio do sistema da Eletrobras se os agentes estão atendendo os critérios técnicos do SCD (medição do consumo e medição das grandezas elétricas), conforme art. 19, e §§ 1º e 2º do art. 15 da Res. 427/11

SFG e SFE

10.7 Verificar se a Eletrobras está realizando o tratamento adequado dos dados faltantes ou inválidos, conforme incisos I e II, e § 1º do art. 20 da Res. 427/11

SFG e SFE

10.3 Reembolso do SCD (custos de implantação/adequação)

Fluxo

Esse item depende de Implantação e operação do SCD

Etapas desse item

1. Solicitação do reembolso por parte dos agentes

2. Análise, pela ANEEL, do projeto do SCD de acordo com a especificação da Eletrobras

3. Análise, pela ANEEL, dos custos de implantação do SCD com base nas Notas Fiscais e preços de referência.

4. Confirmação pela Eletrobras de que o agente iniciou o envio dos dados de forma adequada.

5. Autorização do reembolso do SCD, pela ANEEL.

6. Pagamento por parte da Eletrobras.

Depende desse item Reembolso da implantação do SCD


10.8 Criar uma base de preços referente à implantação e operação do SCD para ser utilizada no processo de análise da solicitação do reembolso (comparação dos custos de cada agente com esse custo de referência)

SRG

10.9 Dentro do processo de análise da solicitação do reembolso, verificar se o Projeto do SCD atende as especificações da Eletrobras (apreciação do

SRG


31

projeto)

10.10 Dentro do processo de análise da solicitação do reembolso, analisar a Nota Fiscal referente à execução dos serviços de implantação do SCD (comprovação dos custos)

SRG

10.11 Autorizar o reembolso com base na informação da Eletrobras disponibilizada na Internet (em atendimento ao art. 54 da Res. 427/11) de que o SCD está implantado e já iniciou o envio adequado dos dados para o seu sistema

SRG

10.12 Verificar junto à Eletrobras os reembolsos (procedimento e valores) referentes à implantação do SCD.

SFF

10.13 Verificar junto aos Agentes que os recursos aplicados no SCD, pagos pela CCC, foram devidamente registrados como obrigações vinculadas (obrigações especiais) na contabilidade do Agente.

SFF


32

11. Sistemas de Gestão da CCC utilizados pela Eletrobras


o Resolução Normativa 427/2011: art. 54.

Fluxo

Esse item depende de Todos os demais

Etapas desse item

Publicação no sítio da Eletrobras de todos os dados tabulados em formato de banco de dados e com a possibilidade de aplicação de filtros, com relatórios em formato .XLS, bem como apresentar a memória dos cálculos realizados, relativos à:

Recolhimento das cotas mensais;

Previsão de geração e de consumo de combustíveis (Sistema Eletrobras: PMO), com base nas informações de mercado encaminhadas pelos agentes.

A apuração de energia e combustível que servirão de referência para o reembolso, com base nas informações encaminhadas pelos agentes conforme prazos estabelecidos na Resolução 427/2011, via SCD (Sistema Eletrobras: SCD), e, considerando os limites estabelecidos na legislação e nos contratos.

Os dados referentes ao pagamento da sub-rogação.

Os dados referentes ao reembolso, com base nos valores da apuração e, considerando os limites estabelecidos na legislação e nos contratos.

OBS: A Eletrobras deverá dispor de sistemas informatizados para tratar os dados referentes à: SCD, PMO, cadastro de usinas, apuração e reembolso. Todos os sistemas da Eletrobras estão atualmente em desenvolvimento ou adaptação.

Depende desse item Todos os demais


11.1 Definir e orientar a Eletrobras quais as informações e em que formato deverão ser disponibilizadas em seu sítio na Internet, em atendimento ao art. 54 da Res. 427/11.

SFG, SFF, SRG, SRE, SEM.

11.2 Acompanhamento da implantação, pela Eletrobras, dos sistemas de gestão da CCC.

SFG, SFF, SRG, SRE, SEM.

11.3 Fiscalização do processamento, publicação e transparência dos dados dos SFG


33

Sistemas da Eletrobras relativos à geração de energia (SCU, SCD, PMO etc.).

11.4 Fiscalização o processamento, publicação e transparência dos dados dos Sistemas da Eletrobras relativos à apuração e ao reembolso da CCC.

SFF

11.5 Monitoramento dos dados publicados pela Eletrobras, considerando inclusive aqueles relativos ao atendimento do art. 54 da Res. 427/11.

SFG, SFF, SEM e SRE


34

12. Situações Transitórias


o Resolução Normativa 427/11: arts. 47 a 52.

Fluxo

Esse item depende de Apuração dos Custos Realizados (passivo: a partir de 30 de julho de 2009)

Etapas desse item

1. A Eletrobras recalcula, com base nos procedimentos de reembolso definidos na Res. 427/11, os valores de reembolso dos custos totais de geração efetuados a partir de 30 de julho de 2009.

2. ANEEL realiza análise desses valores de reembolso, considerando a apuração de débitos das empresas em relação ao estoque e consumo acima do limite.

3. Homologação desses valores por parte da ANEEL

4. Definição das quotas extras a serem atribuídas às concessionárias no exercício de 2011.

5. Eletrobras repassa os valores homologados.

Depende desse item Reembolso dos custos totais de geração (passivo: a partir de 30 de julho de 2009)


12.1 Verificar o recolhimento das quotas extras pelas concessionárias e o pagamento do passivo relativo aos valores homologados pela ANEEL referente ao reembolso dos custos totais de geração nos Sistemas Isolados efetuados a partir de 30 de julho de 2009, conforme o arts. 47 e 49 da Res. 427/11.

SFF

12.2 Considerar a apuração referente aos débitos das empresas identificados no processo de fiscalização da SFG (análise de estoque e consumo acima do limite estabelecido dentro do período de 1999 até 2011) no pagamento do passivo referente ao reembolso dos custos totais de geração nos Sistemas Isolados efetuados a partir de 30 de julho de 2009.

SRE e SFG

MANUAL DE FISCALIZAÇÃO DA GERAÇÃO DAS · termos do inciso III do art. 13 da Lei nº 5.899/73,...

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