REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2016/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Estabelece as faixas de acionamento e os adicionais das bandeiras tarifárias, de que trata o submódulo 6.8 do PRORET, com vigência a partir de 01.02.2016.
Assunto: Fixação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-02-01
Autor: ANEEL

Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL
Em 26 de janeiro de 2016.
Processo: 48500.005575/2015-07
Assunto: Aprimoramento do Submódulo 6.8 do
PRORET e definição das faixas de acionamento
e dos adicionais das bandeiras tarifárias com
vigência a partir de fevereiro de 2016.
I. DO OBJETIVO
A presente Nota Técnica tem como objetivo apresentar proposta final de aprimoramento do
Submódulo 6.8 do PRORET e definição das faixas de acionamento e dos adicionais das bandeiras tarifárias,
com vigência a partir de fevereiro de 2016, após análise das contribuições recebidas na Audiência Pública AP
81/2015.
II. DOS FATOS
2. A REN nº 464/2011, de 22 de novembro de 2011, homologou o Módulo 7 dos Procedimentos de
Regulação Tarifária – PRORET, definindo os procedimentos a serem aplicados ao processo de definição da
Estrutura Tarifária para as concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica.
3. O Submódulo 7.1 do PRORET definiu que o sistema de bandeiras tarifárias seria aplicado a
partir no ano de 2015 às concessionárias do Sistema Interligado Nacional – SIN, tendo sido realizados, em 2013
e 2014, anos teste com a finalidade de simular os resultados obtidos com a aplicação hipotética das bandeiras
amarela e vermelha e divulgar aos consumidores os procedimentos de aplicação do sistema.
4. Em 05 de fevereiro de 2015, foi emitido o Decreto nº 8401, de 4 de fevereiro de 2015,
determinando a criação da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias, destinada a administrar
os recursos decorrentes da aplicação das bandeiras tarifárias.
5. O Submódulo 6.8 do PRORET foi aprovado pela Resolução Normativa nº 649, de 02 de março
de 2015, o qual estabeleceu as definições, metodologias e procedimentos de aplicação das bandeiras tarifárias.
6. Em 18 de agosto de 2015, foi publicada a Medida Provisória nº 688/2015, a qual estabeleceu
que o risco hidrológico suportado pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do Mecanismo de
Realocação de Energia - MRE poderá ser repactuado pelos geradores e que este, quando relativo à energia
contratada no Ambiente de Contratação Regulada – ACR, será parcialmente ou integralmente transferido ao
consumidor e será coberto pela Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias. A transferência do
risco hidrológico no ACR se dará por meio do pagamento de um prêmio de risco pelos geradores hidrelétricos,
a ser aportado em favor da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias.

(Fls. 2 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016)
7. Em 03 de novembro de 2015, foi publicada a Lei nº 13.182/2015, a qual alterou a Lei nº
12.111/2011, definindo que as bandeiras tarifárias homologadas pela Aneel não são aplicadas aos consumidores
finais atendidos nos Sistemas Isolados por serviço público de distribuição de energia elétrica.
8. Em 1º de dezembro de 2015, foi aprovada alteração do Submódulo 6.8 do PRORET, por meio
da Resolução Normativa nº 689, que estabeleceu tratamento específico para o resultado positivo da Conta
Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias.
9. Em 9 de dezembro de 2015, a Medida Provisória nº 688/2015 foi convertida na Lei nº 13.203, de
08 de dezembro de 2015, dispondo assim sobre a repactuação do risco hidrológico de geração de energia
elétrica.
10. Adicionalmente, a Lei nº 13.203/2015 alterou a redação do art. 25 da Lei nº 10.438, de 26 de
abril de 2002, que trata de descontos especiais aplicáveis às unidades consumidoras classificadas na Classe
Rural, cujo consumo se verifique na atividade de irrigação e aquicultura.
11. De 17 de dezembro de 2015 a 17 de janeiro de 2016, foi realizada a Audiência Pública nº
81/2015, com a finalidade de obter subsídios para o aperfeiçoamento do sistema de bandeiras e definição das
faixas de acionamento e adicionais para o ano de 2016, na qual foram disponibilizada as Notas Técnicas nº
328/2015-SGT/ANEEL e nº 355//2015-SGT/ANEEL.
III. DA ANÁLISE
12. A Nota Técnica nº 328/2015-SGT/ANEEL apresentou proposta de aperfeiçoamento da
regulamentação do Sistema de Bandeiras Tarifárias e da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras
Tarifárias – Conta Bandeiras, nas quais se destacam:
a. Limite inferior da bandeira amarela seja definido anualmente como sendo metade do valorteto do PLD.
b. Definição de dois patamares de adicionais para a bandeira vermelha, a depender o valor do
CVU da última usina despachada, com vigência a partir de 1º de fevereiro de 2016.
 A definição dos limites entre o patamar 1 e 2 da bandeira vermelha deverá observar
os custos estimados com despacho de usinas termelétricas, buscando uma divisão de
custos equânime entre os patamares, podendo também ser observadas as
características das usinas pertencentes ao respectivo intervalo de CVU, bem como a
política de despacho das usinas.
c. Inclusão, no rol de custos cobertos pela Conta Bandeiras, do risco hidrológico dos agentes
de geração hidrelétrica participantes do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, cuja
energia foi contratada no Ambiente de Contratação Regulada de que trata o art. 2º da Lei
nº 10.848/2004, que o repactuarem nos termos da Lei nº 13.203/2015.
d. Desconsideração dos efeitos das liminares no cálculo do adicional quanto da apuração dos
custos a serem cobertos pela Conta Bandeiras.
e. Valoração da Parcela Variável dos CCEAR D seja realizada considerando um valor fixo do
limite inferior da faixa amarela.
13. Já a Nota Técnica nº 355/2015-SGT/ANEEL apresentou as seguintes propostas de valores para
as faixas de acionamento e dos adicionais das bandeiras tarifárias com vigência a partir de fevereiro de 2016:

(Fls. 3 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016)
a. Início do patamar 2 da faixa de acionamento da bandeira vermelha a partir do CVU da última
térmica despachada por segurança energética de R$ 610/MWh.
b. Foram propostos os seguintes adicionais: Bandeira amarela, R$ 25/MWh, Bandeira vermelha
- Patamar 1, R$ 40/MWh e Bandeira vermelha - Patamar 2, R$ 55/MWh. E para tanto, foram
adotados os seguintes critérios e parâmetros:
 Crescimento de mercado: Para a estimativa do resultado no mercado de curto prazo foi
utilizado o crescimento de mercado de 2,4%, valor projetado pelo Operador Nacional do
Sistema – ONS para o ano de 2016, conforme 2ª Revisão Quadrimestral do relatório
Projeções da demanda de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional 2015-2019.
Generation Scaling Factor - GSF: Para a estimativa do GSF, conforme versão V2 do

Submódulo 6.8 do PRORET, devem ser utilizados os valores realizados no ano anterior.
Entretanto, por entender que os valores realizados no ano anterior não são,
necessariamente, a melhor estimativa para o ano seguinte, foi utilizada a média da
previsão de GSF realizada pela CCEE, de 97,73% e valor realizado em 2015, de 84,54%,
chegando ao valor de 91,14%.
 Projeção do PLD: Conforme Submódulo 6.8 do PRORET, deve-se utilizar o valor do PLD
máximo para fins de cálculo dos adicionais das bandeiras tarifárias. Entretanto, entendeuse que esse procedimento não era adequado para o cálculo do adicional da bandeira
amarela e do primeiro patamar da bandeira vermelha, pois nesses cenários são
observados valores de PLD inferiores ao teto. Dessa forma, os adicionais de bandeira
foram calculados observando função de probabilidades atribuídas à ocorrência de
cenários de patamares de despacho das térmicas CVU versus PLD, por faixa de
acionamento.
 Repactuação do risco hidrológico dos CCEAR Q: Foi considerado 100% de adesão à
repactuação do risco hidrológico de que trata a Lei nº 13.203/2015.
 Custo de geração por faixa de acionamento: Para a estimativa dos custos de geração de
energia (Parcela variável dos CCEARs por disponibilidade e Encargo de Serviço de
Sistema por Segurança Energética) foi considerado o despacho até a usina termelétrica
com maior CVU de cada faixa de acionamento das bandeiras tarifárias.
14. Na Audiência Pública AP nº 81/2015, foram recebidas contribuições de quinze
agentes/instituições, relativas aos parâmetros de cálculo dos adicionais, questões metodológicas e critérios de
apuração dos custos da Conta Bandeiras. Em relação aos parâmetros de cálculo, destacamos as seguintes
contribuições, já contendo a análise da área técnica:
a. Projeção de GSF: O Grupo CPFL solicitou que fosse adotada a projeção mais atual
disponibilizada pela CCEE do InfoPLD. Já a EDP solicitou que houvesse a revisão de
premissa adotada na Projeção do PLD do InfoPLD para que fosse considerado o despacho
das térmicas do Nordeste até R$ 600/MWh a partir de maio de 2016 e, com isso, acréscimo
de geração térmica de 23.215.282 MWh, o que reduziria a geração hidráulica do Brasil no
mesmo montante. Segundo a distribuidora, tal alteração na premissa de cálculo levaria uma
alteração do GSF de 90,7% (InfoPLD de janeiro de 2016) para 86%.
Sobre a questão, foi encaminhado à Superintendência de Regulação dos Serviços de
Geração – SRG/ANEEL memorando solicitando que fosse informada a projeção de GSF a
ser utilizada para fins de cálculo dos adicionais de bandeiras tarifárias com vigência a partir
de fevereiro de 2016. O questionamento foi respondido pelo Memorando 009/2016SRG/ANEEL, no qual a Superintendência, considerando que ao processo de tomada de

(Fls. 4 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016)
decisão do CMSE concorrem diversas variáveis, cuja modelagem seria de precisão
complexa, sugeriu que SGT adotasse a premissa de equiprobabilidade de ocorrência dos
quatro cenários de GSF encaminhados pela CCEE, o que levaria a um prognóstico médio
anual para o GSF de 92,67%.
Tabela 1 - Projeção de GSF para 2016

Cenário 1 - Cenário 2 - Cenário 3 - Cenário 4 -
Desligamento das Desligamento das Desligamento das Desligamento das

Data térmicas fora da térmicas fora da térmicas fora da térmicas fora da Média Cenários
ordem de mérito a ordem de mérito a ordem de mérito a ordem de mérito a

| partir de fevereiro | partir de março | partir de abril | partir de maio |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| jan/16 | 79,8% | 79,8% | 79,8% | 79,8% | 79,8% |
| fev/16 | 98,3% | 84,5% | 84,5% | 84,6% | 88,0% |
| mar/16 | 100,8% | 100,8% | 87,4% | 87,4% | 94,1% |
| abr/16 | 98,2% | 98,1% | 98,2% | 83,2% | 94,4% |
| mai/16 | 95,8% | 95,7% | 96,0% | 96,3% | 96,0% |
| jun/16 | 91,5% | 91,5% | 91,0% | 91,4% | 91,4% |
| jul/16 | 92,1% | 92,1% | 92,7% | 92,1% | 92,3% |
| ago/16 | 91,7% | 91,7% | 91,7% | 91,7% | 91,7% |
| set/16 | 92,3% | 92,3% | 92,3% | 92,3% | 92,3% |
| out/16 | 95,3% | 95,3% | 95,3% | 95,3% | 95,3% |
| nov/16 | 98,2% | 98,2% | 98,2% | 98,2% | 98,2% |
| dez/16 | 98,6% | 98,6% | 98,6% | 98,6% | 98,6% |
| Média | 94,4% | 93,2% | 92,1% | 90,9% | 92,7% |

b. Crescimento de mercado: Considerando a expectativa do mercado de redução do PIB em 2016,
a ABRADEE propôs que fosse mantido o mercado das distribuidoras do ano de 2015, para efeito
de cálculo dos valores unitários do sistema de Bandeiras Tarifárias. Já o Grupo CPFL destaca
que o ONS publicou em dezembro de 2015 uma nova projeção de mercado, apresentada em
seu documento Previsão de Carga para o Planejamento Anual da Operação Energética ciclo
2016 (2016-2020), indicando um crescimento de carga de 1% para o ano de 2016.
Desta forma, para o cálculo da proposta final dos adicionais de bandeiras tarifárias, com
vigência a partir de fevereiro de 2016, a projeção de crescimento de carga foi alterada de
2,4% para 1%, conforme último estudo disponibilizado pelo ONS.
c. Projeção do PLD: O Grupo CPFL sugeriu que fosse utilizada a média de cenários possíveis de
acionamento de Bandeiras para a definição dos adicionais, dada à imprevisibilidade das políticas
de despacho fora da ordem de mérito. A distribuidora alega tratar-se de uma definição empírica
e de difícil consenso, dado que a política de despacho energético independe do PLD e
permite o acionamento de qualquer Bandeira em qualquer nível de PLD, como, por exemplo,
a situação apresentada em janeiro de 2016 onde o PLD dos submercados Sul e
Sudeste/Centro-Oeste encontra-se em níveis abaixo de R$ 60/MWh, porém a Bandeira
Vermelha encontra-se acionada.
Para a definição dos adicionais com vigência a partir de fevereiro de 2016, foi mantida a
aplicação de probabilidades para os cenários possíveis de PLD e despacho térmico na regra
definida no Submódulo 6.8 do PRORET. Entretanto, devido à contribuição da CPFL, foram
atribuídas probabilidades iguais a cada um dos cenários de forma que os adicionais de
bandeiras tarifárias foram obtidos por meio da média aritmética. Entende-se assim que a

(Fls. 5 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016)
atribuição de probabilidades deve ser mantida, entretanto, para ser aplicada por completo,
deve ser objeto de estudo futuro.
d. Contratos de compra de energia: A Grupo CPFL pleiteou que fossem considerados os
resultados do 15º Leilão de Energia Existente nas quantidades de contratos utilizadas para o
cálculo dos resultados de curto prazo, cuja contratação foi de 1.954 MWmédios para 2016.
Tais valores não tinham sido considerados, pois a CCEE não tinha tais resultados
consolidados quando do envio dos dados para o cálculo dos adicionais submetidos à AP
81/2015.
Cabe destacar que a consideração dos montantes contratuais do 15º Leilão de Energia
Existente, em conjunto com a atualização da taxa de crescimento da carga, aumentou a
sobrecontratação no mercado de curto de curto prazo para o ano de 2016, estimada em 2.067
MWhmédios na abertura da AP 81/2015, para 4.668 MWhmédios. Essa sobrecontratação de
energia, em um cenário de valores baixos de PLD podem gerar custos significativos para as
distribuidoras, tendo em vista que os contratos de compra de energia possuem um preço
médio de R$ 186,76/MWh e serão liquidados no curto prazo a valores inferiores ao seu preço.
15. Em relação às questões metodológicas das bandeiras tarifárias, destaca-se a proposta
apresentada pela ABRADEE, Light e Grupo CPFL para que fosse criado novo patamar de bandeira amarela,
atrelado ao GSF, de forma a obter recursos para a cobertura de custos associados ao risco hidrológico e ao
ESS. Nesse sentido, o Grupo CPFL sugeriu os seguintes patamares para a Bandeira Amarela:
"Patamar 1: acionamento pela situação de GSF Mensal esperado inferior a 97% e última
térmica despachada com CVU abaixo do teto da Bandeira Verde. Para este caso, o valor
adicional proposto é de R$ 8/MWh.
Patamar 2: acionamento conforme definido na NT 355/2015, quando o valor do CVU da última
usina despachada for ≥ R$ 211,28/MWh e < R$ 422,56/MWh."
16. De acordo com as contribuições, essa proposta baseia-se na possibilidade de ocorrência do
despacho de usinas térmicas até o limite superior da Bandeira Verde em um cenário de GSF esperado inferior a
97%, o que representaria um custo de risco hidrológico e de Encargo de Serviços de Sistemas por Segurança
Energética, sem cobertura tarifária.
17. Para a análise da criação de um patamar adicional para a bandeira amarela, foram simulados
os adicionais por nível de PLD, considerando um despacho térmico das usinas com CVU até R$ 210/MWh e a
projeção de GSF de 92,7% para o ano de 2016. Os valores obtidos estão descritos na tabela a seguir:

(Fls. 6 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016)
Tabela 2 – Estimativa de adicional
(despacho térmico até R$ 210/MWh e a projeção de GSF de 92,7%)
Adicional
PLD
estimado
30 5,17
45 4,77
60 4,44
75 4,17
90 3,98
105 3,76
120 3,59
135 3,45
150 3,29
165 3,13
180 2,99
195 2,83
210 3,36
Média 3,76
18. Assim, o obteve-se um adicional estimado R$ 3,76/MWh, considerando a média dos cenários
de PLD possíveis. Entende-se que tal adicional não justifica a criação no momento de patamar adicional para a
Bandeira Amarela. Entretanto, essa conclusão não impede que a proposta seja analisada futuramente, caso os
custos se mostrem mais elevados que a simulação realizada.
19. Ainda em relação aos impactos do GSF sobre o acionamento das bandeiras tarifárias, o
Conselho de Consumidores da CEMIG sugeriu que os adicionais de bandeiras tarifárias fossem definidos ao
final do período chuvoso, quando já se teria uma melhor previsão do GSF que irá ocorrer ao longo do ano. Por
outro lado a ABRADEE solicitou que o PRORET definisse regra de avaliação dos valores dos adicionais e do
acionamento de Bandeiras Tarifárias após o período chuvoso em razão da possível alteração do cenário de GSF
utilizado no cálculo da ANEEL.
20. Quanto à questão, a área técnica entende que a definição dos adicionais de GSF após o final
do período chuvoso, bem como a incorporação da variável GSF no acionamento das bandeiras, pode representar
um aperfeiçoamento relevante, de forma que se recomenda que o assunto seja objeto de estudo futuro.
21. Sobre o cálculo dos adicionais de bandeiras tarifárias, com vigência a partir de fevereiro de 2016,
deve-se destacar dois pontos. O primeiro é que foi mantido o cenário de 100% de adesão à repactuação de que
trata a Lei nº 13.203/2015, relativo às usinas hidrelétricas cuja energia foi contratada no Ambiente de Contratação
Regulada – ACR, uma vez que tal cenário é aderente aos resultados observados.
22. O segundo ponto é que foi observada a possibilidade de ocorrência de despacho por ordem de
mérito de usinas termelétricas cujo valor do Custo Variável Unitário – CVU é superior R$ 610/MWh, na região
Nordeste, frente à sua condição hidrológica, sem que o mesmo não ocorresse para as demais regiões. Neste
cenário, ocorrerá o acionamento do Patamar 2 da Bandeira Vermelha, que resultará em um excedente de receita
caso seu respectivo adicional seja obtido considerando o despacho térmico das usinas localizadas em todas as
regiões. Desta forma, propõe-se excepcionalmente para o ano de 2016, que o adicional do Patamar 2 da
Bandeira Vermelha considere apenas o despacho de usinas termelétricas com CVU acima de R$ 610/MWh,
localizados apenas na região Nordeste.

(Fls. 7 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016)
23. Com base nas premissas e critérios detalhados nesta Nota Técnica, foram obtidos os adicionais
de bandeiras tarifárias conforme valores de PLD e CVU constantes da tabela 3. O detalhamento das variáveis
de custo e de receita está apresentado no Anexo I desta Nota Técnica.
Tabela 3 – Cálculo dos adicionais de bandeiras tarifárias conforme valores de PLD e CVU
da última usina despachada
Adicional Adicional
Adicional
Bandeira Vermelha Bandeira Vermelha
PLD Bandeira Amarela
patamar 1 patamar 2
(CVU R$ 422,55/MWh)
(CVU R$ 609,99/MWh) (CVU R$ 1200/MWh)

| 30 | 27,65 | 51,08 | 76,77 |
| --- | --- | --- | --- |
| 45 | 26,13 | 48,87 | 73,99 |
| 60 | 24,66 | 46,72 | 71,27 |
| 75 | 23,27 | 44,64 | 68,61 |
| 90 | 21,94 | 42,63 | 66,03 |
| 105 | 20,59 | 40,58 | 63,42 |
| 120 | 19,29 | 38,60 | 60,86 |
| 135 | 18,02 | 36,64 | 58,33 |
| 150 | 16,73 | 34,67 | 55,79 |
| 165 | 15,44 | 32,69 | 53,23 |
| 180 | 14,17 | 30,73 | 50,70 |
| 195 | 12,88 | 28,76 | 48,16 |
| 210 | 12,28 | 27,47 | 46,30 |
| 225 | 11,91 | 26,41 | 44,66 |
| 240 | 11,51 | 25,33 | 43,01 |
| 255 | 11,10 | 24,23 | 41,34 |
| 270 | 10,70 | 23,15 | 39,68 |
| 285 | 10,33 | 22,08 | 38,05 |
| 300 | 9,98 | 21,06 | 36,45 |
| 315 | 9,66 | 20,04 | 34,86 |
| 330 | 9,42 | 19,12 | 33,37 |
| 345 | 9,18 | 18,20 | 31,87 |
| 360 | 8,95 | 17,27 | 30,37 |
| 375 | 8,71 | 16,35 | 28,88 |
| 390 | 8,47 | 15,42 | 27,38 |
| 405 | 8,29 | 14,56 | 25,94 |
| 420 | 8,22 | 13,80 | 24,61 |
| Média | 14,43 | 28,93 | 47,18 |

24. Desta forma, propõem-se os seguintes adicionais de bandeiras tarifárias com vigência a partir
de 1º de fevereiro de 2016.
a) Bandeira amarela: R$ 15/MWh,
b) Bandeira vermelha: Patamar 1: R$ 30/MWh
Patamar 2: R$ 45/MWh.

(Fls. 8 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016)
25. Em relação às faixas de acionamento, recomenda-se a manutenção dos valores apresentados
na Nota Técnica nº 355/2015-SGT/ANEEL de:
a. Bandeira Tarifária Verde: será acionada nos meses em que o valor do CVU da última usina
a ser despachada for inferior a R$ 211,28/MWh;
b. Bandeira Tarifária Amarela: será acionada nos meses em que o valor do CVU da última usina
a ser despachada for igual ou superior a R$ 211,28/MWh e inferior a R$ 422,56/MWh; e
c. Bandeira Tarifária Vermelha: será acionada nos meses em que o valor do CVU da última
usina a ser despachada for igual ou superior a R$ 422,56/MWh, conforme os seguintes
patamares de aplicação:
i. Patamar 1: será acionada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário – CVU
da última usina a ser despachada for igual ou superior a R$ 422,56/MWh e inferior a
R$ 610/MWh; e
ii. Patamar 2: será acionada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário – CVU
da última usina a ser despachada for igual ou superior ao limite a R$ 610/MWh.
26. Por fim, em relação à apuração dos repasses da Conta Bandeira, destaca-se duas contribuições
recebidas na AP 81/2015:
a. Encargo P&D: A ABRADEE e a EDP alegam que em 7/01/2016, a ABRACONEE (Associação
Brasileira dos Contadores do Setor de Energia Elétrica) recebeu da Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira - SFF/ANEEL uma minuta do Despacho de
Encerramento do Exercício de 2015, no qual é alterada a forma de se calcular a Receita
Operacional – ROL das distribuidoras, passando o faturamento de Bandeiras Tarifárias a
compô-la. Desta forma, foi solicitada a redução de 1% do faturamento de Bandeiras Tarifárias
para os cálculos dos repasses da Conta Bandeiras e do abatimento da CVA e
Sobrecontratação dos cálculos tarifário e o cálculo de item financeiro referente à obrigação
adicional de investimento em P&D nos meses já considerados em cálculos tarifários antes
da alteração ora proposta.
Sobre a questão, entende-se que, uma vez definido que as receitas de bandeiras tarifárias
deva ser base de cálculo dos investimentos em P&D, os repasses da Conta Bandeira e o
abatimento da CVA e Sobrecontratação dos cálculos tarifário devem observar tal
obrigatoriedade. Tal comando deverá constar do PRORET, quando o tratamento contábil
tiver sido definido pela SFF/ANEEL.
b. Efeito de Liminares: Quanto à proposta de exclusão dos efeitos de liminares na apuração dos
repasses da Conta Bandeiras, a ABRADEE solicita a sua manutenção, especialmente as
mencionadas com previsibilidade como liminares contra a Resolução CNPE 03/2013. Caso
não seja acatada, a Associação propõe que o pagamento pela exposição no mercado de
curto prazo decorrente de liminares não cobertas pela CCRBT seja efetuado até o limite do
saldo mensal dos recursos da CCRBT alocados para cada distribuidora, sem a aplicação de
penalidades pelo não pagamento do valor residual.
O Grupo CPFL e Celesc também solicitam a manutenção da cobertura de efeitos das
liminares pelas Bandeiras Tarifárias e alegam que, ao socializar tais efeitos onerosos, as
distribuidoras que eventualmente possuam maior impacto de liminares devido à composição
de contrapartes de seu portfólio contratual serão protegidas.
Por fim, a AES Brasil não vê problema em não considerar os ajustes de liminares que são
calculados via Mecanismo Auxiliar de Cálculo - MAC, porém expõe que se deve ter ciência

(Fls. 9 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016)
que as liminares que envolvem os custos do ESS são de extrema relevância para as
distribuidoras, como é o caso da liminar contra a Resolução CNPE 03/13, que representaram
cerca de 50% do custo total do ESS nas últimas apurações de repasse a Conta Bandeiras.
Sobre esse item, entende-se que dada a significância da liminar contra a Resolução CNPE
03/13 (em torno de 20% dos custos apurados na Conta Bandeiras) e permanência
prolongada de sua vigência, seus efeitos podem ser considerados na apuração dos repasses
da Conta Bandeira. Entretanto, outras liminares que não possuam as mesmas características
de vigência e significância não devem ser consideradas na apuração da Conta Bandeiras.
IV. DO FUNDAMENTO LEGAL
27. A presente Nota Técnica está fundamentada nos seguintes dispositivos legais: art. 3º da Lei nº
9.427, de 26 de dezembro de 1996; inciso X do art. 4º do Anexo I do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997;
Decreto nº 8401, de 4 de fevereiro de 2015; e Lei nº 13.302/2015, de 08 de dezembro de 2015.
V. DA CONCLUSÃO
28. Conclui-se pela homologação da versão 1.3 do Submódulo 6.8 do PRORET, conforme minuta
em anexo a esta Nota Técnica, e pelos valores das faixas de acionamento e adicionais de bandeiras tarifárias
com vigência a partir de 1º de fevereiro de 2016.
VI. DA RECOMENDAÇÃO
29. Em face do exposto, recomenda-se:
a) Homologação da versão 1.3 do Submódulo 6.8 do PRORET, contendo inclusão de
um patamar adicional para a bandeira vermelha, bem como aperfeiçoamento para a
projeção de GSF.
b) Publicação de Resolução Homologatória definindo:
i. Patamares de acionamento das Bandeiras Tarifárias com vigência a partir de 1º de fevereiro
de 2016:
Bandeira Tarifária Verde: será acionada nos meses em que o valor do CVU da última
usina a ser despachada for inferior a R$ 211,28/MWh;
Bandeira Tarifária Amarela: será acionada nos meses em que o valor do CVU da última
usina a ser despachada for igual ou superior a R$ 211,28/MWh e inferior a R$
422,56/MWh; e
Bandeira Tarifária Vermelha: será acionada nos meses em que o valor do CVU da última
usina a ser despachada for igual ou superior a R$ 422,56/MWh, conforme os seguintes
patamares de aplicação:
Patamar 1: será acionada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário –
CVU da última usina a ser despachada for igual ou superior a R$ 422,56/MWh e
inferior a R$ 610/MWh; e

(Fls. 10 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016)
Patamar 2: será acionada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário –
CVU da última usina a ser despachada for igual ou superior ao limite a R$ 610/MWh.
ii. Adicionais de bandeira tarifária com vigência a partir de 1º de fevereiro de 2016:
Bandeira amarela: R$ 15/MWh,
Bandeira vermelha: Patamar 1: R$ 30/MWh
Patamar 2: R$ 45/MWh.
VII. ANEXOS
30. A minuta da versão 1.3 do Submódulo 6.8 do PRORET constitui o Anexo a esta Nota Técnica.
CRISTINA SCHIAVI NODA FELIPE AUGUSTO CARDOSO MORAES
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
MARCELO HLEBETZ DE SOUZA OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
De acordo:
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária

(Fls. 11 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016)
Anexo – Memórias de cálculo
Tabela 4 – Montantes contratuais em MWmédios
Contratos Leilão de CCEAR-Q CCEAR-D CCEAR-Q CCEAR-D

| CCEAL | CCGF | Itaipu PROINFA Angra | TOTAL |  |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 2016 | Ajuste | Existente Existente Nova | Nova |  |  |  |  |  |  |  |  |
| jan-16 | - | 4.245 | 5.523 | 1.119 | 9.739 | 9.547 | 12.535 | 6.897 | 834 | 1.581 | 52.019 |
| fev-16 | - | 4.040 | 5.642 | 1.119 | 10.081 | 9.547 | 12.600 | 6.889 | 943 | 1.581 | 52.442 |
| mar-16 | - | 4.035 | 5.568 | 1.119 | 9.924 | 9.547 | 12.694 | 6.890 | 948 | 1.581 | 52.304 |
| abr-16 | - | 4.038 | 5.439 | 1.119 | 9.669 | 9.612 | 12.384 | 6.876 | 961 | 1.581 | 51.680 |
| mai-16 | - | 4.035 | 5.268 | 1.119 | 8.986 | 9.612 | 11.843 | 6.878 | 976 | 1.581 | 50.297 |
| jun-16 | - | 4.038 | 5.273 | 1.119 | 7.813 | 9.612 | 11.728 | 6.894 | 987 | 1.581 | 49.044 |
| jul-16 | - | 4.035 | 5.057 | 1.119 | 8.890 | 10.062 | 11.546 | 6.872 | 856 | 1.581 | 50.017 |
| ago-16 | - | 4.035 | 5.100 | 1.119 | 9.115 | 10.062 | 11.894 | 6.898 | 890 | 1.581 | 50.693 |
| set-16 | - | 4.038 | 5.184 | 1.119 | 9.389 | 10.062 | 12.235 | 6.903 | 917 | 1.581 | 51.426 |
| out-16 | - | 4.035 | 5.234 | 1.119 | 9.497 | 10.130 | 12.364 | 6.872 | 1.090 | 1.581 | 51.921 |
| nov-16 | - | 4.038 | 5.281 | 1.119 | 9.602 | 10.130 | 12.558 | 6.872 | 1.099 | 1.581 | 52.280 |
| dez-16 | - | 4.035 | 5.347 | 1.119 | 9.592 | 10.130 | 12.597 | 6.872 | 1.021 | 1.581 | 52.294 |

Tabela 5 – Projeção de carga e resultados no MCP para 2016 em MWmédios
Estimativa Exposição (+) /

Mês/Ano TRC Mês/Ano
de carga Sobrecontratação (-)

| jan-15 | 50.480 | jan-16 | 50.985 | -1.034 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| fev-15 | 46.995 | fev-16 | 47.465 | -4.977 |
| mar-15 | 47.705 | mar-16 | 48.182 | -4.122 |
| abr-15 | 45.594 | abr-16 | 46.049 | -5.630 |
| mai-15 | 44.419 | mai-16 | 44.863 | -5.434 |
| jun-15 | 44.077 | jun-16 | 44.517 | -4.527 |
| jul-15 | 44.045 | jul-16 | 44.485 | -5.532 |
| ago-15 | 44.976 | ago-16 | 45.426 | -5.267 |
| set-15 | 45.737 | set-16 | 46.195 | -5.232 |
| out-15 | 46.986 | out-16 | 47.456 | -4.465 |
| nov-15 | 46.693 | nov-16 | 47.160 | -5.120 |
| dez-15 | 47.144 | dez-16 | 47.616 | -4.678 |
| Total | 46.238 | Total | 46.700 | -4.668 |

(Fls. 12 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016)
Tabela 6 – Montantes contratuais para fins de cálculo do risco hidrológico

| CCGF | Itaipu | CCEAR-Q |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Data | Garantia | GF | Fator de | Garantia | GF | Fator de | Garantia | GF | Fator de |
| Física Flat Sazonalizada Ajuste | Física Flat Sazonalizada Ajuste | Física Flat Sazonalizada Ajuste |  |  |  |  |  |  |  |
| jan-16 | 12.535 | 15.834 | 94,1% | 6.893 | 8.950 | 94,4% | 15.081 | 16.544 |  |
| fev-16 | 12.619 | 15.238 | 93,9% | 6.655 | 8.614 | 94,3% | 15.081 | 16.889 |  |
| mar-16 | 12.694 | 15.476 | 93,9% | 6.885 | 8.748 | 94,3% | 15.081 | 16.633 |  |
| abr-16 | 12.384 | 13.768 | 93,6% | 6.885 | 7.782 | 94,1% | 15.081 | 15.946 |  |
| mai-16 | 11.843 | 13.162 | 93,5% | 6.869 | 7.440 | 94,0% | 15.081 | 14.942 |  |
| jun-16 | 11.728 | 12.687 | 93,7% | 6.885 | 7.172 | 94,2% | 15.081 | 13.099 | Não se |
| jul-16 | 11.546 | 11.484 | 94,2% | 6.872 | 6.491 | 94,0% | 15.081 | 14.017 | aplica |
| ago-16 | 11.894 | 11.361 | 94,7% | 6.886 | 6.422 | 94,4% | 15.081 | 14.113 |  |
| set-16 | 12.235 | 11.534 | 94,9% | 6.886 | 6.520 | 94,5% | 15.081 | 14.430 |  |
| out-16 | 12.347 | 11.500 | 94,1% | 6.877 | 6.501 | 94,2% | 15.081 | 14.658 |  |
| nov-16 | 12.558 | 11.437 | 94,1% | 6.886 | 6.465 | 94,2% | 15.081 | 14.680 |  |
| dez-16 | 12.597 | 11.293 | 94,1% | 6.886 | 6.384 | 94,2% | 15.081 | 14.574 |  |
| Total | 12.248 | 12.898 | 94,1% | 6.864 | 7.291 | 94,2% | 15.081 | 15.044 | - |

Tabela 7 – Projeção de mercado para 2016
Dados de Mercado - 2015
Mercado Cativo Total 340.164.449,52
Baixa Renda 15.528.883,72
Desconto médio B.R. 36,44%
Irrigante e Aquicultor 2.249.781,57
Desconto médio Irrigante 81,51%
Mercado Baixa Renda Ajustado 9.869.419,44
Mercado Irrigante Ajustado 416.018,49
Taxa de Crescimento 1,0%
Mercado Total Ajustado 335.997.934,38

(Fls. 13 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016)
Tabela 8 - Custo estimado para o ano de 2016, conforme valores de PLD e CVU
da última usina despachada (R$ milhões)1

Risco Risco Risco
PLD Resultados Cobertura
RV_CCEAR_D ESS Total Hidrológico Hidrológico Hidrológico
/ no MCP EER

| CCGF | CCEAR | Itaipu |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| CVU | 422,55 | 422,55 | 422,55 | 422,55 | 422,55 | 422,55 |  |  |  |
| 609,99 | 422,55 | 609,99 | 1200 | 609,99 | 609,99 | 609,99 | 609,99 | 609,99 |  |
| 1200 | 1200 | 1200 | 1200 | 1200 | 1200 |  |  |  |  |
| 30 | -8.632 | 11.362 | 19.234 | 27.868 | 6.419 | 279 | 307 | 139 | - 584 |
| 45 | -7.671 | 10.433 | 18.074 | 26.515 | 5.805 | 419 | 461 | 209 | - 876 |
| 60 | -6.709 | 9.523 | 16.934 | 25.183 | 5.190 | 559 | 614 | 278 |  |

- 1.168

75 -5.753 8.641 15.822 23.878 4.576 699 768 348 - 1.460
90 -4.815 7.801 14.750 22.614 3.962 838 921 417
- 1.752

| 105 | -3.925 | 6.999 | 13.718 | 21.390 | 3.348 | 978 | 1.075 | 487 | - 2.044 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 120 | -3.035 | 6.217 | 12.705 | 20.184 | 2.734 | 1.118 | 1.228 | 556 | - 2.336 |
| 135 | -2.144 | 5.442 | 11.700 | 18.987 | 2.119 | 1.258 | 1.382 | 626 | - 2.628 |
| 150 | -1.380 | 4.790 | 10.816 | 17.911 | 1.505 | 1.397 | 1.535 | 695 | - 2.920 |
| 165 | -769 | 4.287 | 10.083 | 16.985 | 891 | 1.537 | 1.689 | 765 | - 3.212 |
| 180 | -167 | 3.803 | 9.368 | 16.078 | 277 | 1.677 | 1.842 | 834 | - 3.504 |
| 195 | 366 | 3.380 | 8.714 | 15.232 | -337 | 1.816 | 1.996 | 904 |  |

- 3.796

210 866 2.997 8.101 14.426 -952 1.956 2.149 973 - 3.863
225 1.364 2.624 7.498 13.631 -1.566 2.096 2.303 1.043
- 3.863

| 240 | 1.820 | 2.286 | 6.928 | 12.869 | -2.180 | 2.236 | 2.456 | 1.112 | - 3.863 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 255 | 2.261 | 1.959 | 6.371 | 12.119 | -2.794 | 2.375 | 2.610 | 1.182 | - 3.863 |
| 270 | 2.693 | 1.644 | 5.826 | 11.382 | -3.408 | 2.515 | 2.763 | 1.251 | - 3.863 |
| 285 | 3.101 | 1.362 | 5.313 | 10.676 | -4.023 | 2.655 | 2.917 | 1.321 | - 3.863 |
| 300 | 3.485 | 1.114 | 4.834 | 10.005 | -4.637 | 2.795 | 3.070 | 1.390 | - 3.863 |
| 315 | 3.800 | 941 | 4.431 | 9.410 | -5.251 | 2.934 | 3.224 | 1.460 | - 3.863 |
| 330 | 4.115 | 798 | 4.057 | 8.843 | -5.865 | 3.074 | 3.377 | 1.529 |  |

- 3.863

345 4.430 654 3.682 8.277 -6.479 3.214 3.531 1.599 - 3.863
360 4.746 511 3.308 7.710 -7.094 3.353 3.684 1.668
- 3.863

| 375 | 5.061 | 367 | 2.934 | 7.144 | -7.708 | 3.493 | 3.838 | 1.738 | - 3.863 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 390 | 5.376 | 224 | 2.560 | 6.577 | -8.322 | 3.633 | 3.991 | 1.808 | - 3.863 |
| 405 | 5.691 | 100 | 2.206 | 6.031 | -8.936 | 3.773 | 4.145 | 1.877 | - 3.863 |
| 420 | 6.006 | 13 | 1.888 | 5.521 | -9.550 | 3.912 | 4.298 | 1.947 | - 3.863 |

1 Foi deduzida a cobertura tarifária do EER conforme tabela disponível no anexo dessa Nota Técnica.

(Fls. 14 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016)
Tabela 9 – Adicionais de bandeiras tarifárias discriminados por faixa de acionamento (R$/MWh)

Risco Risco Risco
PLD Resultados Cobertura
RV_CCEAR_D ESS Total Hidrológico Hidrológico Hidrológico
no MCP EER
/

| CCGF | CCEAR | Itaipu |  |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| CVU | 422,55 | 422,55 | 422,55 | 422,55 | 422,55 | 422,55 |  |  |  |  |
| 422,55 | 609,99 | 1200 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 609,99 | 609,99 | 609,99 | 609,99 | 609,99 | 609,99 |  |  |  |  |  |
| 1200 | 1200 | 1200 | 1200 | 1200 | 1200 |  |  |  |  |  |
| 30 | - | 25,69 | 33,82 | 57,25 | 82,94 | 19,10 | 0,83 | 0,91 | 0,41 | - 1,74 |
| 45 | - | 22,83 | 31,05 | 53,79 | 78,91 | 17,28 | 1,25 | 1,37 | 0,62 | - 2,61 |
| 60 | - | 19,97 | 28,34 | 50,40 | 74,95 | 15,45 | 1,66 | 1,83 | 0,83 | - 3,48 |
| 75 | - | 17,12 | 25,72 | 47,09 | 71,07 | 13,62 | 2,08 | 2,28 | 1,03 | - 4,35 |
| 90 | - | 14,33 | 23,22 | 43,90 | 67,31 | 11,79 | 2,50 | 2,74 | 1,24 |  |

- 5,21

| 105 | - | 11,68 | 20,83 | 40,83 | 63,66 | 9,96 | 2,91 | 3,20 | 1,45 | - 6,08 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 120 | - | 9,03 | 18,50 | 37,81 | 60,07 | 8,14 | 3,33 | 3,65 | 1,66 | - 6,95 |
| 135 | - | 6,38 | 16,20 | 34,82 | 56,51 | 6,31 | 3,74 | 4,11 | 1,86 | - 7,82 |
| 150 | - | 4,11 | 14,26 | 32,19 | 53,31 | 4,48 | 4,16 | 4,57 | 2,07 | - 8,69 |
| 165 | - | 2,29 | 12,76 | 30,01 | 50,55 | 2,65 | 4,57 | 5,03 | 2,28 | - 9,56 |
| 180 | - | 0,50 | 11,32 | 27,88 | 47,85 | 0,82 | 4,99 | 5,48 | 2,48 | - 10,43 |
| 195 | 1,09 | 10,06 | 25,94 | 45,33 - | 1,00 | 5,41 | 5,94 | 2,69 |  |  |

- 11,30

| 210 | 2,58 | 8,92 | 24,11 | 42,94 - | 2,83 | 5,82 | 6,40 | 2,90 | - 11,50 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 225 | 4,06 | 7,81 | 22,31 | 40,57 - | 4,66 | 6,24 | 6,85 | 3,10 | - 11,50 |
| 240 | 5,42 | 6,80 | 20,62 | 38,30 - | 6,49 | 6,65 | 7,31 | 3,31 | - 11,50 |
| 255 | 6,73 | 5,83 | 18,96 | 36,07 - | 8,32 | 7,07 | 7,77 | 3,52 | - 11,50 |
| 270 | 8,01 | 4,89 | 17,34 | 33,87 - | 10,14 | 7,49 | 8,22 | 3,72 |  |

- 11,50

| 285 | 9,23 | 4,05 | 15,81 | 31,77 - | 11,97 | 7,90 | 8,68 | 3,93 | - 11,50 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 300 | 10,37 | 3,32 | 14,39 | 29,78 - | 13,80 | 8,32 | 9,14 | 4,14 | - 11,50 |
| 315 | 11,31 | 2,80 | 13,19 | 28,01 - | 15,63 | 8,73 | 9,59 | 4,34 | - 11,50 |
| 330 | 12,25 | 2,37 | 12,07 | 26,32 - | 17,46 | 9,15 | 10,05 | 4,55 | - 11,50 |
| 345 | 13,19 | 1,95 | 10,96 | 24,63 - | 19,28 | 9,56 | 10,51 | 4,76 | - 11,50 |
| 360 | 14,12 | 1,52 | 9,85 | 22,95 - | 21,11 | 9,98 | 10,96 | 4,97 | - 11,50 |
| 375 | 15,06 | 1,09 | 8,73 | 21,26 - | 22,94 | 10,40 | 11,42 | 5,17 |  |

- 11,50

390 16,00 0,67 7,62 19,58 - 24,77 10,81 11,88 5,38 - 11,50
405 16,94 0,30 6,56 17,95 - 26,60 11,23 12,33 5,59 - 11,50
420 17,87 0,04 5,62 16,43 - 28,42 11,64 12,79 5,79 - 11,50