Manual de Monitoramento e Fiscalização da CCC · 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 ... A análise pela ANEEL

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 28/02/2012


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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. Planejamento Anual 7

2.1. Planejamento do mercado 7

2.2. Plano Anual de Operação dos Sistemas Isolados 7

2.3. Plano Anual de Custos da CCC (PAC) 8

3. Programa Mensal da Operação (PMO) 10

4. Monitoramento da Oferta 12

5. Apuração dos Custos Realizados 13

6. Reembolso (Mensal) dos Custos 20

7. Sub-rogação 23

8. Recolhimento das quotas 25

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

9.1 Implantação/Adequação do SCD 28

9.2 Operação do SCD 29

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

10. Sistemas de Gestão da CCC utilizados pela Eletrobras 32

11. Situações Transitórias 34

11.1 Apuração dos Custos Realizados – passivo a partir de 30 de julho de 2009 34

11.2 Desconto dos débitos resultantes da fiscalização da SFG (estoque e consumo de combustível acima dos limites) 35


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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 da Agência. 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, 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 de fiscalização 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. Planejamento Anual

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

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


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isolado.

Depende desse item Plano Anual de Custos da CCC – PAC

2.3. Plano Anual de Custos da CCC (PAC)

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

PONTO PONTO PASSÍVEL DE MONITORAMENTO E/OU FISCALIZAÇÃO RESPONSÁVEL

2.1 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

2.2 Realizar ação de fiscalização em relação ao envio por parte das distribuidoras do planejamento do atendimento de seus mercados, quando solicitado pelo MME ou EPE (art. 4 da Portaria 600/2010).

SFE

2.3 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.

SFE


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2.4 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 e do Plano Anual de Custos da CCC (PAC) para aprovação da ANEEL, conforme art. 38 da Res. 427/11.

SFG e SFF

2.5 Analisar Plano Anual de Operação dos Sistemas Isolados, elaborado pelo GTON: - 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. - Verificar a consistência entre a previsão do mercado do ano seguinte com o seu histórico. - Verificar a consistência da previsão da geração hidrelétrica, com base no histórico de geração e na previsão hidrológica. - 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

2.6 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

2.7 Realizar ação de fiscalização em relação ao envio por parte das distribuidoras das informações que compõem o PAC, conforme informado pela Eletrobras (artigos (9º, 37 e 38).

SFG e SFF


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3. Programa Mensal da Operação (PMO)

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

Fluxo

Esse item depende de

- 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 e elétrica; • cumprimento do despacho ótimo; • quando aplicável, acompanhamento do nível e volume do

reservatório.

SFG e SRG


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4. Monitoramento da Oferta

Referências normativas: 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


4.1 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

4.2 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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5. Apuração dos Custos Realizados

Referências normativas: 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 explicadas 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 e que, portanto, devem ser consideradas como contratadas por potência/energia, mas 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. nº 427/11. Obs. 2 : Conforme § 4º do art. 11 do Decreto 7.246/2010, na


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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 (ver §4ºart 6º) = Ppond da NF - Picms Obs 3: O cálculo ponderado dos valores das Notas Fiscais é viável mediante uso do sistema de cadastro de Notas Fiscais de Combustíveis utilizado pela Eletrobrás. 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.

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


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I.2.1 CTICMS comb = PICMS comb x Qcomb, onde I.2.1.1 PICMS comb = Ppond da NF x %ICMS comb

I.2.1.1.1 Ppond da NF já definido; I.2.1.1.2 %ICMS comb é a alíquota do ICMS, que é obtida diretamente pela alíquota de ICMS de comercialização de combustível no Estado (caso a), ou calculada como o percentual equivalente à cota específica eventualmente aplicada pelo Estado (caso b). Obs 4: Em ambos os casos, os percentuais devem estar limitado à alíquota (caso a) ou à cota específica convertida em percentual equivalente (caso b) 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 a ser regulamentado pela ANEEL.

4. II – Cálculo do CTGP

II.1 Central Geradora pertence à própria Distribuidora: CTGP = CD+R + O&M + Encargos

II.1.1 CD+R é a parcela referente à depreciação e à remuneração do agente, obtida dos dados da última revisão tarifária da distribuidora. O valor de CD+R é divulgado pela ANEEL. II.1.2 O&M é o custo de referência dado pela ANEEL para mão-de-obra da Distribuidora para operação e manutenção das centrais geradoras de energia, calculado como: O&M = CO&M anexIV x MSCD, onde:

II.1.2.1 CO&M anexIV é o custo unitário obtido na coluna de “Custo de O&M” no Anexo IV da Res. nº427, por porte e tecnologia de geração; II.1.2.2 MSCD já definido

II.1.3 Encargos setoriais referentes à CFURH, RGR e TFSEE que são, respectivamente, Compensação Financeira pela Utilização dos Recursos Hídricos, Reserva Global de Reversão e Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia


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Elétrica. II.1.3.1 CFURH é informado pelo agente, quando existir. II.1.3.2 RGR e TFSEE são publicados por Despacho pela ANEEL.

II.2 Central Geradora é alugada: CTGP = Aluguel + Encargos

II.2.1 Aluguel é o montante referente ao aluguel da central geradora de energia, que geralmente é contratado com a respectiva mão-de-obra de operação e manutenção do equipamento. O valor de Aluguel é o menor valor entre a) e b):

a) CTot do CE é o custo mensal do aluguel com O&M, acordado no contrato, onde: II.2.1.1 CTot do CE = Calug + CO&M

II.2.1.1.1 Calug = Calug do CE x Potência Calug do CE é o custo do aluguel acordado no contrato (geralmente em MW) e Potência em MW do equipamento alugado

II.2.1.1.2 CO&M = CO&M do CE x MSCD CO&M do CE é o custo de mão-de-obra acordado no contrato (geralmente em MWh) e MSCD já definido.

Obs 5. Em contratos de Aluguel sem O&M e no caso em que a Distribuidora precisou alugar central para complementar a geração da sua Usina, CO&M passa a ser calculado com CO&M anexIV em substituição a CO&M do CE (art 7º §3º).

b) Custo Total de Referência dado pela ANEEL. II.2.1.2 Custo Total de Referência = Ctot do anexIV x MSCD

Ctot do anexIV é o custo unitário obtido na coluna “Total” do Anexo IV da Res. nº 427/11, por porte e tecnologia de geração. MSCD já definido.

II.2.2 Encargos setoriais, CFURH, RGR e TFSEE, são informados pelo agente. Obs 6. Quando o contrato de aluguel incorporar múltiplas usinas, o valor de Aluguel deverá ser apurado por Usina, de forma que seja garantido individualmente o custo prudente e eficiente. O CO&M é apurado em função da geração mensal da usina, mas, se não houver MSCD por Usina, calcula-se o montante de energia de forma proporcional a potência de aluguel instalada. Tal detalhamento deverá constar do pleito mensal de


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reembolso do agente à Eletrobrás. Obs 7: Para comparação dos valores de contrato com valores limites do Anexo IV da Res. nº 427, bem como para registro dos valores publicado pela ANEEL, entende-se ser necessário uso do sistema de cadastro de contratos de aluguel.

5. III – Cálculo do CTCE

CTCE = (PCE x MSCD) + CTimp+enc III.1 PCE = PCEcomb + PCEenergia ,

III.1.1 PCEcomb é a parcela correspondente ao combustível no preço total contratado. Obs 8: PCEcomb pode ser igual a zero para os contratos cujo beneficiário da CCC é o gerador (ver art. 8º da Res. nº 427); III.1.2 PCEenergia é a parcela correspondente à energia no preço total contratado. Pode vir detalhada por potência (R$/MW) e por energia (R$/MWh).

III.2 MSCD é o montante de energia obtido do SCD; 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.

6. 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.

7. De posse das informações, a Eletrobrás deve atender às exigências de verificação dos dados apresentados pelos agentes, cuja determinação se encontra no §2º do art. 8º da Res. nº427 e transcritos no Item 7 (Reembolso Mensal dos Custos) deste Manual. Obs 9: Para atendimento dessas exigências, entende-se ser necessário uso do sistema de cadastro de contratos de energia.

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


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9. A Eletrobras deverá observar, quando da apuração do custo total de geração de energia elétrica de empreendimentos termelétricos que trocaram o tipo de combustível, o disposto no Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010, que regulamentou a Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009, e estabeleceu, no art. 11, § 4º, que 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.

Depende desse item Reembolso dos custos totais pela CCC


5.1 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

5.2 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

5.3 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

5.4 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

5.5 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

5.6

Verificar se a Eletrobrás aplica corretamente, no cálculo do CTGP, os limites contidos no Anexo IV da Res. nº427 referentes aos custos de aluguel e mão-de-obra.

SFF


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5.7 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

5.8 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

5.9 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

5.10 Caso observado o não atendimento das condições estabelecidas, verificar se a Eletrobras está retendo o reembolso, conforme o § 2º do art. 20 da Res. 427/11.

SFG e SFF

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


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6. Reembolso (Mensal) dos Custos

Referências normativas: 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


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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. No cálculo do Custo da Geração Própria, o agente de distribuição deve encaminhar à Eletrobras o contrato de aluguel de equipamentos, cujas informações deverão ser registradas para posterior comparação com as solicitações de reembolso.

7. Para cada Usina, a Eletrobras deve receber e registrar as informações do contrato de aluguel tais como: vigência do contrato, tecnologia da Usina, potência instalada da Usina, tipo de combustível, custo unitário do aluguel, custos unitários do O&M, outros custos unitários previstos quando há troca de combustíveis, etc.

8. A Eletrobrás deve aplicar os limites estabelecidos no Anexo IV da Resolução nº 427/11, por porte e tecnologia de geração, de forma a garantir os custos prudentes e eficientes.

9. O agente de distribuição que aluga equipamentos deve informar mensalmente à Eletrobras dados da Usina e os valores a serem reembolsados com a composição detalhada dos custos.

10. A Eletrobrás deve coletar informações dos preços dos combustíveis e respectivas quantidades consumidas para cálculo do preço médio ponderado a ser utilizado no cálculo do Custo Total dos combustíveis.

11. 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).

12. 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.

13. 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).

14. 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.

15. 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.


22

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

17. A Eletrobras deve disponibilizar, via internet, os dados colhidos e calculados para cálculo do reembolso (art 54 da Res. 427/11). O Anexo 3 apresenta um modelo sugerido para divulgação das informações, contendo as variáveis mais representativas no cálculo do reembolso.

Depende desse item NA (Não Aplicável)


6.1 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

6.2 Verificar se a Eletrobras observa os valores e informações constantes nos contratos de fornecimento de energia com os agentes supridores e nos contratos de aluguel de máquinas.

SFF

6.3 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

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

SFF


23

7. Sub-rogação

Referências normativas: 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.

4. A Eletrobras publica mensalmente os valores repassados. 5. Envio da documentação pelo agente após 180 dias do início da

operação comercial. 6. Fiscalização de execução física pela SFE/ SFG e emissão de NT

para a SFF. 7. Fiscalização Econômico-Financeira pela SFF. 8. Resolução (SRG) em caso de redução do valor do investimento.

Depende desse item PAC


7.1 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

7.2 Comparação da execução física de empreendimento de linhas de transmissão e de distribuição com o projeto básico aprovado pela ANEEL (objeto da homologação).

SFE


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

7.4 Verificar junto à Eletrobras os pagamentos (procedimento e valores) referentes à sub-rogação. SFF/SFG/SFE

7.5 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


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8. Recolhimento das quotas

Referências normativas: 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

Esse item depende de 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.

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


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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


8.1 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 homologada pela ANEEL em cada processo tarifário;

• Transmissoras de energia: valores presentes nos Despachos mensais da SRE.

SFF

8.2 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


27

8.3 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

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

SFF

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

SFF

8.6 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

8.7 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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9. Sistema de Coleta de Dados Operacionais (SCD)

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

9.1 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


9.1 • 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 (não necessariamente nesta sequência): 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.

9.2 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

9.3 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

9.4 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

9.2 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. O agente envia os dados para o sistema da Eletrobras conforme

prazos estabelecidos no art. 18 da Res. 427/2011. De acordo com orientação a ser enviada pela SRG à Eletrobras, na ocorrência de atraso de um período de medição, caso os prazos não sejam cumpridos, o reembolso, com base nos dados enviados fora dos prazos, será realizado apenas em conjunto com o reembolso do mês subsequente. OBS1: Quando o SCD ainda não estiver implantado, até o prazo de implantação do SCD estabelecido pela Res. 427/11, o agente envia dos dados via planilha AEC, devidamente assinada pelo


30

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 acumulados do mês para o cálculo do reembolso.

Depende desse item Apuração dos custos de geração nos sistemas isolados


9.5 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

9.6 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

9.7 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

9.3 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


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9.8 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

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

SRG

9.10 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

9.11 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

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

9.13 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


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10. Sistemas de Gestão da CCC utilizados pela Eletrobras

Referências normativas: 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


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

SFG, SFF, SRG, SRE, SEM.

10.2 Fiscalização do processamento, publicação e transparência dos dados dos Sistemas da Eletrobras relativos à geração de energia (SCU, SCD, PMO etc.).

SFG

10.3 Fiscalização o processamento, publicação e transparência dos dados dos SFF


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Sistemas da Eletrobras relativos à apuração e ao reembolso da CCC.

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

SFG, SFF, SRG, SRE, SEM.


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11. Situações Transitórias

11.1 Apuração dos Custos Realizados – passivo a partir de 30 de julho de 2009

Referências normativas: 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. Apuração dos Custos Realizados (Passivo: a partir de 30 de julho de 2009)

2. 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.

3. ANEEL realiza análise desses valores de reembolso. 4. ANEEL disponibilizará, para manifestação dos agentes

beneficiários da CCC, os valores a serem reembolsados. 5. Homologação desses valores por parte da ANEEL 6. Definição das quotas extras a serem atribuídas às

concessionárias no exercício de 2011. 7. Eletrobras repassa os valores homologados (em até 12

parcelas).

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


11.1 Realizar análise dos valores referentes ao passivo de reembolso dos custos totais de geração nos Sistemas Isolados efetuados a partir de 30 de julho de 2009.

*Essa coordenação consiste em compilar os dados apurados e validados pela SRE, SFF e SFG, para posterior elaboração de Nota Técnica e homologação da ANEEL.

SRG* (coordenação),

SRE, SFF e SFG

11.2 Disponibilizar, para manifestação dos agentes beneficiários da CCC, os valores a serem reembolsados.

SRG


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11.3 Homologar os valores referentes ao passivo de reembolso dos custos totais de geração nos Sistemas Isolados efetuados a partir de 30 de julho de 2009. OBS: A homologação da ANEEL não exclui posterior fiscalização dos valores referentes ao passivo de reembolso dos custos totais de geração. Desta forma, poderão ser cobrados, após a homologação, valores inconsistentes, conforme verificados pela fiscalização*.

SRG

*SFF, SFG e SFE

11.4 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

11.2 Desconto dos débitos resultantes da fiscalização da SFG (estoque e consumo de combustível acima dos limites)

Fluxo

Etapas desse item

1. A SFG apura os débitos resultantes da fiscalização (estoque e consumo de combustível acima dos limites) e informa à SRG.

2. A SRG define o número de parcelas, caso a caso. 3. Caso a empresa tenha crédito a receber no período de 2006-

2011, esse crédito já será descontado do débito do período de 1999-2005, e isso vai refletir no valor das parcelas.

4. Para cada empresa, por meio de Despacho conjunto SRG/ SFG, a Eletrobras será informada sobre os valores a serem descontados dos recebíveis futuros de cada empresa e o número de parcelas.

Depende desse item Reembolso mensal dos custos.


11.5 Apurar os débitos das empresas identificados no processo de fiscalização relativo à análise de estoque e consumo acima do limite estabelecido dentro do período de 1999 até 2011 e informar os valores à SRG.

SFG

11.6 Definir o número de parcelas, caso a caso. SRG

11.7 Para cada empresa, publicar Despacho, determinando à Eletrobras o desconto dos valores a serem descontados dos recebíveis futuros de cada empresa em um determinado número de parcelas.

SRG e SFG


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11.8 Considerar na fiscalização do reembolso o desconto dos valores publicados nos Despachos.

SFF

Documents

Manual de Monitoramento e Fiscalização da CCC · 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 ... A análise pela ANEEL