São Paulo – A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou, em reunião realizada nesta terça-feira, o plano de transferência de controle societário da Enel Distribuição Goiás para a Equatorial Participações e Investimentos S.A, como alternativa à extinção da concessão.
Segundo o órgão, o Quinto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 63/2000 estabelece que, anteriormente à instauração de procedimento administrativo destinado a apurar descumprimentos das condições de prorrogação, a concessionária poderá apresentar Plano de Transferência de Controle Societário. “O objetivo é garantir uma alternativa à caducidade da concessão, medida drástica que impacta negativamente a qualidade dos serviços prestados aos consumidores e a realização dos novos investimentos. A medida é benéfica não somente à continuidade do serviço concedido, como também aos diversos envolvidos, principalmente os consumidores”, diz a Aneel.
Na decisão, a agência afastou a aplicação do art. 9º do Anexo VIII da REN nº 948, de 2021, pelo período de três anos, exclusivamente quanto à abertura de processo administrativo punitivo voltado à aplicação da penalidade de declaração de caducidade da concessão, em caso de descumprimento dos critérios de eficiência com relação à continuidade e à gestão econômico-financeira.
A diretoria da Aneel aprovou, ainda, a fiscalização com o caráter orientativo no primeiro ano da assinatura do aditivo ao Contrato de Concessão, assegurada a aplicação de penalidades nos casos de descumprimento de determinações feitas pelo órgão.
A transferência deverá ser implementada em um prazo de até 120 dias, a contar da data de publicação da decisão. Além disso, a concessionária deverá enviar, em um prazo de 30 dias, para a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira SFF cópia autenticada dos documentos comprobatórios da formalização da operação, a contar da data de sua efetivação.
A Equatorial tem atuação no setor elétrico, no segmento de distribuição de energia elétrica, principalmente na aquisição e reestruturação de diversas distribuidoras de energia elétrica.
A Aneel disse que o controle da concessionária pela Equatorial é um passo para a adequação do serviço de distribuição de energia elétrica prestado aos consumidores do Estado de Goiás. A operação está inserida no contexto de recuperação da concessão, especialmente dos seus índices de qualidade e de sustentabilidade econômica e financeira.
O processo foi amplamente discutido com a concessionária, com o governo do Estado, com a agência conveniada em Goiás e com as áreas técnicas da Aneel.
Órgão homologa fatores de garantia física para distribuidoras de energia elétrica em 2025
Na mesma reunião, a diretoria da Aneel também aprovou a publicação de resolução com objetivo de homologar os fatores de garantia física para agentes e concessionárias de distribuição de energia elétrica no ano de 2025. Também foram definidos os fatores para novas distribuidoras e geradoras cotistas em 2023, nos termos da Lei nº 12.783/2013.
A nova resolução apresenta os fatores de garantia física alocados referentes ao ano de 2023 para a distribuidora Sulgipe e as permissionárias Cegero, Cerbranorte, Creluz D, Cejama, Ceprag, Cergal, Cersad, Coorsel, Ceripa, Cemirim, Cervam, Cerim, Cetril, Cermissões, Certel, Certhil, Cooperluz e Creral, bem como o ajuste realizado para as respectivas supridoras Energisa Sergipe, RGE Sul, Celesc, CPFL Paulista, CPFL Jaguari, CPFL Piratininga, Energia Sul Sudeste e Elektro para o mesmo ano. Também foram homologados os fatores de garantia física das usinas Jaguari, Paranoá e Paraibuna a serem alocados às distribuidoras cotistas no ano que vem.
A Lei nº 12.783/2013, resultante da conversão da Medida Provisória nº 579, de 2012, disciplinou a prorrogação das concessões de geração e estabeleceu o regime de cotas de garantia física de energia e de potência, doravante garantia física, para as usinas hidrelétricas com concessões prorrogadas. A lei também estende o regime de cotas às usinas hidrelétricas com concessões licitadas e na condição de prestação temporária dos serviços de geração de energia elétrica.
PROINFA
A direção da Aneel também aprovou a minuta de Resolução Homologatória que estabelece as quotas de custeio e de energia elétrica referentes ao Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa) para o ano de 2023. O valor de rateio estabelecido para o programa ficou em R$ 11,94/MWh, que, acrescido dos tributos PIS e COFINS, resultará em uma Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST PROINFA) no valor de R$ 13,16/MWh para as transmissoras optantes pelo regime não-cumulativo.
Para as transmissoras que optarem pelo regime tributário cumulativo, o valor será de R$ 12,40/MWh. As quotas de custeio referentes a janeiro de 2023 poderão ser recolhidas até 20 de dezembro de 2022.
O Proinfa foi instituído pela Lei nº 10.438/2002, com o objetivo de aumentar a participação da energia elétrica produzida por empreendimentos de Produtores Independentes Autônomos, concebidos com base em fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa, no Sistema Elétrico Interligado Nacional (SIN). A Eletrobrás é responsável pela elaboração do Plano Anual do Proinfa e a Aneel é responsável por regulamentar os procedimentos para o rateio da energia elétrica e dos custos do programa.
A resolução também determina que a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) deverá publicar mensalmente em seu portal na internet, de forma que seja acessível a todo público, o montante mensal de energia gerada discriminadamente pelas Centrais Geradoras de Energia Elétrica (CGEEs) participantes do Proinfa, com defasagem de, no máximo, dois meses em relação ao mês de referência.
No caso de CGEEs parcialmente contratadas, deverá ser publicado somente o montante de energia destinado ao PROINFA.
A previsão de geração de energia elétrica das usinas do Proinfa para o ano 2023 é de 11.202.147 MWh, sendo 6.879.296,43 MWh de distribuidoras, 128.004,31 MWh de cooperativas (permissionárias), 846.587,61 MWh de consumidores livros da rede básica, 13.807,71 MWh de consumidores livres das permissionárias e 3.334.450,94 MWh de consumidores livres das distribuidoras.
Potência contratada da usina de Itaipu em 2023
A agência também aprovou a publicação de Resolução Homologatória que estabelece os montantes de potência contratada e de energia elétrica referentes à usina hidrelétrica de Itaipu para o ano de 2023 e os valores correspondentes às cotas-partes a serem consideradas no rateio de potência e de energia para o ano de 2030.
Com isso, foram definidos os montantes mensais de potência contratada em relação a UHE Itaipu que deverão ser repassados às concessionárias de distribuição de energia elétrica das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste em 2023. As cotas-partes da UHE Itaipu para o ano de 2030 constam na minuta da Resolução Homologatória.
De acordo com a resolução,a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) deverá referenciar os montantes de energia elétrica e de potência ao ponto de conexão da UHE Itaipu ao Sistema Interligado Nacional (SIN) em conformidade com as Regras de Comercialização. A CCEE também deverá considerar a garantia física da UHE Itaipu definida pelo Ministério de Minas e Energia na aplicação da regra de comercialização.
Angra 1 e 2
A diretoria da Aneel também aprovou a publicação de Resolução Homologatória que estabelece os montantes de energia elétrica referentes às Centrais de Geração Angra I e Angra II a serem alocados às concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviço público de distribuição no Sistema Interligado Nacional (SIN) em 2023. Também foram definidos os valores das cotas-partes referentes à energia elétrica das duasusinas para o ano de 2030.
Conforme estabelecido no Submódulo 12.6 dos Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET), as cotas-partes representam o percentual da energia proveniente das centrais de Angra I e Angra II a ser alocado a cada distribuidora não integralmente suprida do SIN, calculado pela razão entre o seu mercado faturado e a soma dos mercados faturados de todas as distribuidoras do SIN. Nos termos do PRORET, as cotas-partes devem ser calculadas e publicadas pela ANEEL com 8 anos de antecedência.
As condições para a comercialização da energia das centrais de geração foram estabelecidas pela Resolução Normativa nº 530, de 21/12/2012. Já a Resolução Homologatória nº 2.354, de 05/12/2017, estabeleceu as cotas-partes anuais referentes à energia de Angra I e II para 2023. Foram aplicadas as cotas-parte de cada distribuidora ao montante anual de energia elétrica disponível para venda em 2023, de 13.416.350 MWh, com base nos valores homologados pela resolução.
Em seu voto, o diretor-relator do processo, Fernando Luiz Mosna, considerou que as cotas para o ano de 2023 devem ser ajustadas para refletir a alteração de mercado nos casos em que uma distribuidora suprida deixe de manter compra regulada integral com uma distribuidora supridora cotista.
