PROJETO PROVEDOR DE INFORMAÇÕES SOBRE

O SETOR ELÉTRICO

RELATÓRIO MENSAL ACOMPANHAMENTO DE CONJUNTURA:

REGULAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

Fevereiro de 2011

Nivalde J. de Castro Matheus Assaf

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ÍNDICE

SUMÁRIO EXECUTIVO.................................................................................................3 I – GERAÇÃO DE ENERGIA

1.1 – USINA DE BELO MONTE.....................................................................................4 1.2 – USINAS DO RIO MADEIRA.................................................................................6

1.3 – OUTRAS HIDRELÉTRICAS E PCHs....................................................................7 1.4 – ENERGIA EÓLICA, SOLAR E BIOMASSA.........................................................9

1.5 – TERMELÉTRICAS................................................................................................10 1.6 – ENCARGOS E MULTAS......................................................................................12

1.7 – OUTROS................................................................................................................13 II – TRANSMISSÃO DE ENERGIA

2.1 – LICENÇAS AMBIENTAIS...................................................................................14 2.2 – UTILIDADE PÚBLICA.........................................................................................15 2.3 – ENCARGOS E MULTAS......................................................................................16

2.4 – OUTROS................................................................................................................17 III – DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA

3.1 – REAJUSTES TARIFÁRIOS..................................................................................18 3.2 – ENCARGOS E MULTAS......................................................................................19

3.3 – OUTROS................................................................................................................21

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SUMÁRIO EXECUTIVO A complexidade da organização do setor elétrico brasileiro requer uma regulação

bem estruturada e eficiente. O objetivo deste relatório é apresentar um resumo

organizado sobre os principais acontecimentos do mês de fevereiro de 2011

relacionados à regulação do setor elétrico.

Para tanto, o relatório está dividido em três partes: I-Geração de energia; II-

Transmissão de energia; e III – Distribuição de energia; representando os três

segmentos da produção de energia.

A parte I aborda a situação de novas usinas que entraram em operação e do

andamento das obras das usinas planejadas para entrar em operação nos próximos

anos. A parte II aborda a situação de construção de novas linhas de transmissão e o

funcionamento das que estão em operação. A parte III aborda a regulação no setor

de distribuição, como reajustes tarifários das empresas. Os acontecimentos

relacionados a licenças ambientais e a encargos e multas aplicadas pela Aneel

estão distribuídos nas três partes dos relatórios.

Em fevereiro destacaram-se notícias referentes à suspensão da licença parcial

concedida à usina de Belo Monte e aos problemas de atraso na entrega de usinas

termelétricas pelo grupo Bertin, na parte de geração de energia; a decisão do MME

de realizar uma fiscalização extra nas principais linhas de transmissão e

subestações de energia, devido a problemas que causaram quedas de energia neste

mês, na parte de transmissão de energia; e o reajuste tarifário de oito empresas na

parte de distribuição de energia.

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I – GERAÇÃO DE ENERGIA 1.1 - USINA DE BELO MONTE A usina de Belo Monte teve sua licença concedida pelo Ibama para o início da instalação do canteiro de obras suspendida pela Justiça Federal no Pará no fim do mês. A decisão impede o BNDES de transferir recursos financeiros ao consórcio Norte Energia. O juiz considerou que o consórcio não cumpriu as exigências do Ibama. A decisão veio menos de uma semana após o Norte Energia expedir uma ordem de serviço para dar início às atividades de instalação do canteiro de obras da usina. O consórcio ainda pode recorrer da decisão ao Tribunal Regional Federal. A suspensão da licença parcial não é o único problema relacionado ao meio ambiente por qual a construção da usina passa. Esse mês, a ministra do Meio Ambiente, Izabella Teixeira, disse não saber quando será dada a licença definitiva para a usina. A suspensão da licença parcial frustra os planos do governo, que pretendia obter a licença definitiva para a usina antes do carnaval. No início do mês, índios e representantes de movimentos sociais do Rio Xingu realizaram uma manifestação contra a liberação das obras de Belo Monte. As barreiras ambientais à construção de Belo Monte acabam por trazer mais danos ao meio ambiente, já que enquanto o Brasil não consegue expandir sua oferta de energia elétrica com fontes renováveis como hidrelétricas, aumenta-se a queima de combustíveis fósseis de modo a suprir a demanda por eletricidade. Além dos prejuízos ambientais causados por termelétricas, estas produzem uma energia mais cara que usinas hidrelétricas. Belo Monte poderá beneficiar mais de 10 milhões de famílias pelos próximos 50 anos ao menor custo do MW/h em construção no mundo atual. Belo Monte também pode viabilizar a expansão da hidrovia do baixo para o médio Xingu. O lago da usina criará um desvio do maior obstáculo para a navegação na região, os cem quilômetros de rio com leito rochoso chamado de pedrais. A formação do reservatório dentro da Volta Grande do Xingu, onde atualmente existem só propriedades rurais, permitirá a navegação. Embora viável, a discussão do tema ainda não apareceu. A viabilidade da transposição foi incluída nos estudos de impacto ambiental apresentados ao Ibama. O trabalho não chegou a ser discutidos nas audiências públicas. No consórcio responsável pela construção da usina, o grupo Bertin decidiu que a Gaia Energia vai sair da sociedade Norte Energia. A decisão foi tomada depois que o BNDES informou aos outros sócios do empreendimento que não teria como aprovar garantias do Bertin para o financiamento de longo prazo da usina. A Gaia detinha 9% da usina como sócio autoprodutor. A saída já era estava prevista no acordo de acionistas do Norte Energia. Neste acordo estava previsto que a Gaia

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poderia manter 2% como autoprodutora, mas o grupo Bertin vem enfrentando problemas referentes a atrasos de entrega de usinas termelétricas, além de ter demonstrado problemas financeiros este mês, e resolveu se dedicar exclusivamente a resolver estes problemas. O grupo ainda mantém-se no empreendimento através da construtora Contern, que manterá a participação de 1,25% na construção da usina. A empresa mais cotada para substituir a Gaia Energia como autoprodutora em Belo Monte é a Vale. A empresa faz uma avaliação técnica e econômica do investimento, revisando dados que estavam sendo considerados no ano passado, quando o consórcio no qual a empresa participava perdeu a licitação de Belo Monte. Outras empresas interessadas incluem a Gerdau, a Votorantim e a EBX. A decisão de quem substituirá a Gaia Energia só deve ser conhecida no mês de março. Esse mês, o consórcio Norte Energia assinou ontem um contrato de fornecimento de equipamentos de R$ 3,6 bilhões com as empresas Alstom, Voith e Andritz. Também foi assinado o contrato para o início das obras civis, no valor de R$ 14,5 bilhões de reais. 50% das obras ficarão com as três empreiteiras Andrade Gutierrez, Camargo Correa e Odebrecht. A outra metade será dividia entre OAS, Queiroz Galvão, Conter, Galvão Engenharia, Serveng-Civilsan, Cetenco e J.Malucelli. A Norte Energia também vai ter fornecimento de turbinas pela empresa argentina Impsa, que tem fábrica em Pernambuco, e o contrato soma R$ 816 milhões. De acordo com as informações repassadas pelo Norte Energia ao BNDES, o total dos contratos de equipamentos soma cerca de R$ 4,5 bilhões. No total, são previstos investimentos de R$ 25,885 bilhões para construir a hidrelétrica.

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1.2 - USINAS DO RIO MADEIRA A usina hidrelétrica Santo Antônio (3.150 MW) já está com 45% de suas obras concluídas. Os dois últimos painéis de comporta segmento do vertedouro principal da Usina Hidrelétrica Santo Antônio foram lançados no dia 19 de fevereiro. Isto permitirá a realização dos testes finais de comissionamento e a liberação para funcionamento definitivo das comportas em abril de 2011. As comportas do vertedouro da Usina Santo Antônio são as maiores comportas segmento de superfície já fabricadas no mundo, em termos de altura e carga hidrostática, e foram montadas em tempo recorde. A função do vertedouro é regular o nível do reservatório da Usina. Na UHE Santo Antônio, o vertedouro principal, localizado na margem esquerda do rio Madeira (em Porto Velho - RO), tem 15 vãos de comporta, cada uma delas com 20 metros de largura, 24 metros de altura e peso de 318 toneladas. A montagem do vertedouro ocorre conforme previsto no cronograma de antecipação de geração de energia, que prevê o início da operação em dezembro deste ano, um ano antes do estipulado. A UHE Santo Antônio não ficará parada após a conclusão das suas primeiras turbinas. Os prognósticos iniciais eram de que a usina ficaria em compasso de espera em decorrência do atraso do início das obras do linhão, que ligará as centrais geradoras à Região Sudeste. A solução encontrada foi o investimento de cerca de R$ 30 milhões em uma subestação provisória, próxima à usina, que será capaz de escoar a energia das seis primeiras turbinas da hidroelétrica para o SIN. A UHE Jirau iniciou nesse mês a montagem das 18 comportas que compõem o vertedouro da usina. Cada comporta será formada por 10 painéis. A conclusão dessa fase está prevista para julho.

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1.3 - OUTRAS HIDRELÉTRICAS E PCHs A produção de energia em pequenas centrais hidrelétricas vêm aumentando nos últimos anos. Em 2003 haviam 241 usinas, enquanto em 2010 foram registradas 387 PCHs. A potência instalada passou de 1151 MW para 3428,31 MW e agora as PCHs representam 3,05% da matriz energética brasileira frente aos 1,22% registrados em 2003. Minas Gerais é o estado com maior número de PCH, com 100 empreendimentos, seguida de Mato Grosso, com 49, e São Paulo e Santa Catarina, com 45 cada. O Rio Grande do Sul ocupa o quarto lugar, com 35 usinas, enquanto o Paraná possui 31. A Ersa colocou a PCH Barra da Paciência e a PCH Corrente Grade em operação. Os empreendimentos possuem 23 MW, e 14MW de potência instalada, respectivamente. A Aneel também autorizou a operação da PCH Braço, que irá trabalhar com 5,76 MW de potência instalada. Em Santa Catarina, 5,9205 hectares de terra foram declarados de utilidade pública para serem utilizados pela Geradora de Energia Rio Fortuna para a implantação do reservatório da Área de Preservação Permanente e das áreas de infraestrutura de obras da PCH Rio Fortuna. A Aneel aprovou os valores de ressarcimento referentes aos estudos de viabilidade técnica, econômica e ambiental da UHE Teles Pires. De acordo com o documento, a EPE será ressarcida em R$ 11.291.308,92, enquanto o consórcio entre a Construtora Norberto Odebrecht e a Neoenergia Investimentos receberá um reembolso de R$ 10.877.202,47. A Triunfo Participações e Investimentos recebeu licença de instalação para a hidrelétrica Garibaldi (177,9 MW). A hidrelétrica demandará investimentos de R$ 720 milhões e produzirá 83 MWm, com de início de suprimento previsto para 2015. A direção da Copel foi autorizada a retomar as negociações com a Neoenergia para a construção da Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu. A intenção é deixar o controle com a Neoenergia e, mesmo como minoritária, ajudar a resolver questões ambientais e judiciais que estão atrasando o início da construção da usina. O investimento previsto na usina é de R$ 1,5 bilhão e a capacidade de geração, de 350 megawatts de energia. O Ibama criou um grupo de trabalho para avaliação ambiental dos projetos hidrelétricos do rio Parnaíba. O GT vai analisar e avaliar estudos ambientais e os demais procedimentos legais necessários ao licenciamento de aproveitamentos hidrelétricos, assim como as autorizações complementares ao procedimento. O grupo será vinculado tecnicamente à diretoria de Licenciamento Ambiental. As cinco usinas do Parnaíbas - Cachoeira (63 MW), Castelhano (64 MW), Ribeiro

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Gonçalves (113 MW), Uruçuí (134 MW) e Estreito (56 MW)-, que ficam entre Maranhão e Piauí - estão sendo licenciadas pelo Ibama. A Usina Hidrelétrica Serra da Mesa (1275 MW) pode ter sua concessão prolongada por 29 anos. O novo período corresponde ao necessário para amortização dos investimentos realizados na usina. A Aneel encaminhará ao MME o pedido feito por Furnas, detentora da concessão. A barragem da hidrelétrica Mauá, que possui 361 MW de capacidade instalada está em fase final de execução. Mais de 90% do volume total de concreto compactado com rolo previsto para a estrutura já foi aplicado e a previsão é de que o maciço esteja pronto até o final de março. Mauá terá investimentos totais da ordem de R$ 1,1 bilhão. O empreendimento tem conclusão prevista para o segundo semestre de 2011.

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1.4 - ENERGIA ÉOLICA, SOLAR E BIOMASSA A Aneel abriu a audiência pública 009/2011 com o objetivo de obter subsídios para a aprovação de Resolução Normativa, a qual estabelece as diretrizes para a cessão de energia e lastro entre usinas a biomassa comprometidas com Contratos de Energia de Reserva. A minuta da norma elaborada pela Aneel também prevê penalidade para casos de empreendimentos que não entrarem em operação comercial ou de indisponibilidade das usinas, segundo o art. 7° do Decreto nº 6.353, de 16 de janeiro de 2008. A infração por insuficiência de lastro poderá se caracterizar com o descasamento entre o início da operação comercial da usina e a data prevista no ato de autorização e também pelo atraso do início da geração comercial pela degradação da garantia física. A Renova Energia recebeu autorização da Aneel para aumentar a capacidade instalada de seus 14 parques eólicos, que tiveram sua energia comercializada no leilão de 2009, de 270 MW para 293,6 MW. Oito parques eólicos receberam a licenças ambientais de implantação do Instituto de Meio Ambiente do Estado da Bahia no início do mês: Rio Verde (30 MW), Alvorada (8 MW), Serra do Salto (19,2 MW), Guanambi (20,8 MW), Candiba (9,6 MW), Pindai (24 MW), Licinio de Almeida (24 MW) e Guirapa (28,8 MW). Neste mês, dez usinas eólicas foram enquadradas ao Reidi, entre elas a EOL Calango 3 (30 MW), a EOL Caetité (30 MW), as EOLs Renascença I e Renascença III (30 MW cada) e a EOL Farol (20 MW). A Eletrosul concluiu a concretagem da décima base dos aerogeradores do complexo eólico Cerro Chato (90 MW). A expectativa é que até o dia 5 de março outras cinco bases sejam entregues, de um total de 45. A próxima etapa da construção da usina começa em 7 de março com a montagem das primeiras torres. A empresa Sementes Selecta S/A foi autorizada pela Aneel a atuar como autoprodutora de energia, mediante a implantação da UTE Selecta. A UTE possui capacidade instalada de 11,4 MW e utiliza como combustível bagaço de cana-de-açúcar e melaço de soja. A Cedin do Brasil recebeu autorização da Aneel para operar comercialmente a UG01 da eólica Alhandra, com 2,1MW de potência instalada.

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1.5 - TERMELÉTRICAS No setor de termelétricas a maior discussão em fevereiro foi sobre o atraso da entrega das usinas do grupo Bertin. O grupo aparentemente passa por dificuldades financeiras, pois não consegue depositar garantias de execuções de projetos, tanto no setor energético quanto em outras obras de infraestrutura. Quatrocentos e cinco milhões de reais deveriam ter sido depositados junto à CCEE como compensação pelo fato da empresa ter atrasado a entrada em operação de nove usinas termelétricas. A companhia ainda pede uma prorrogação do cronograma oficial de outras seis usinas, pelas quais deveria ter depositado R$ 250 milhões no dia 9 de fevereiro. O grupo Bertin também saiu do consórcio de Belo Monte, onde estava representado pela Gaia Energia. A Aneel deverá votar em março os recursos da companhia contra os seis autos de infração que poderá render multas que somam o valor de R$ 1,2 milhão. As usinas atrasadas e que esperam a decisão da agência estão no chamado cluster Aratu I, localizado na Bahia, e possuem 1,056 mil MW de potência instalada. A Medida Provisória n°501 deve colaborar para que a Bertin repasse os contratos de projetos termelétricos vencedores nos leilões A-3 e A-5 de 2008. A empresa poderá ter que vender parte ou a totalidade dos contratos fechados em 2008. A empresa tem muitos empreendimentos e precisa aportar um volume grande de garantias. Somando isso ao pagamento de multas significativas devido ao atraso da entrada em operação das outras usinas, cria-se uma dificuldade muito grande da empresa arcar com os custos. A MP 501 ainda depende da sanção da presidente para entrar em vigor. Um dos principais pontos do projeto é a permissão de mudança de combustível das usinas termelétricas, inclusive aquelas com contratos de compra e venda de energia fechados em leilões. O texto final do projeto pode ser lido aqui. A Eletrobrás Amazonas Energia colocou em operação a primeira usina termelétrica do estado a funcionar com a opção bicombustível (óleo ou gás natural). A usina possui potência instalada de 50 MW. Outra usina bicombustível a entrar em operação foi a unidade geradora TG01B, da UTE Juiz de Fora. A unidade usa o gás natural como combustível principal e o etanol como alternativa. A unidade tem capacidade instalada de 43,449 MW. A usina pertence à Petrobrás, tendo sido comprada da Energisa em 2007. A Petrobrás foi multada pelo Ibama em R$ 10 milhões porque a empresa não comunicou um acidente ambiental que aconteceu na construção de um gasoduto no litoral norte de São Paulo. É o segundo gasoduto da Petrobras em construção em São Paulo que enfrenta problemas ambientais. A empresa vai recorrer da multa.

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O Ministério Público Federal exigiu do Ibama que suspenda a licença de operação da UTE Presidente Médici, no Rio Grande do Sul. O MPF possui dúvidas se a usina é viável ambientalmente. A Aneel deu provimento à solicitação da empresa UTE Norte Fluminense para revisar o Custo Variável Unitário da termelétrica de mesmo nome. Para a Norte Fluminense 1, o valor ficou estabelecido em R$ 37,80/Mwh, enquanto para a Norte Fluminense 2 o montante é de R$ 57,89/MWh e para a Norte Fluminense 3 é de R$ 102,84/MWh. Já o CVU estabelecido para a Norte Fluminense 4 foi de R$ 149,33/MWh. A Aneel também aprovou a solicitação da Petrobras para revisão do CVU de quatro UTE da companhia. As UTEs Fernando Gasparian e Piratininga, operando em ciclo combinado e carga reduzida, terão seu CVU definido em R$ 203,36/MWh. Em carga plena, as usinas terão CVU estabelecido em R$ 182,56/MWh. Para operação em ciclo aberto, o CVU será de R$ 317,98/MWh. O CVU para a UTE Mario Lago fica em R$ 222,22/MWh, enquanto a UTE Barbosa Lima Sobrinho teve seu CVU estabelecido em R$ 224,97/MWh. A UTE Vale do Paracatu recebeu autorização da Aneel para iniciar a operação comercial da unidade geradora UG01. A unidade possui 25 MW de potência instalada. Duas termelétricas foram enquadradas no Reidi em fevereiro: a UTE São José Colina (83 MW) e a UTE Mandu (65 MW).

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1.6 – ENCARGOS E MULTAS A Associação dos Grandes Consumidores de Energia (Abrace) e outras associações, como a Anace e a Abrate, se uniram contra os encargos de tarifas que vêm sendo sistematicamente prorrogados pelo governo federal. A Abrace enviou carta à diretoria da Aneel pedindo que o órgão apresente exatamente os valores que os consumidores terão que pagar pela prorrogação da Reserva Global de Reversão (RGR) e do Proinfa. Os projetos do Proinfa têm sido sistematicamente prorrogados causando um prejuízo de R$ 300 milhões, segundo cálculos da associação. A Aneel estima que as cotas anuais correspondentes à RGR para as companhias de energia em 2011 chegarão a R$ 1.665 bilhão. Da quantia, já estão deduzidos os valores da Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE). O encargo, que deveria ter sido encerrado no final do ano passado, foi prorrogado pelo ex-presidente Lula até 2035. A Abrace estimou que o Encargo de Serviços do Sistema (ESS) deve atingir R$ 120 milhões no mês de janeiro, o que significaria um aumento quase 100% sobre o arrecadado no mesmo mês de 2010. A evolução do encargo é reflexo do crescimento dos custos adicionais dos consumidores com a segurança do sistema elétrico. A redução dos encargos seria uma das principais formas de reduzir o custo da energia no país. Ainda sobre o ESS, a Queiroz Galvão Energética teve o ressarcimento pelo investimento na implantação do sistema da proteção da usina hidrelétrica Jauru autorizado pela Aneel. O reembolso de R$68.620,72 será pago pela CCEE através do ESS. A diretoria da Aneel reduziu a multa de R$ 53,734 milhões para R$ 43,398 milhões que foi aplicada a Furnas em razão da interrupção no fornecimento de energia ocorrido em novembro de 2009. A multa continua sendo a maior aplicada a uma concessionária do setor em toda a história da Aneel. A Abengoa Bioenergia Agroindustrial também foi multada pela agência. A companhia descumpriu o cronograma de implantação de instalações de produção de energia elétrica, e por isso pagará multa no valor de R$ 93.533,44. A Aneel manteve uma multa no valor de R$ 1.122.967,04 contra a Enguia Gen CE, negando provimento ao recurso interposto pela geradora. A companhia foi penalizada por estar inadimplente com liquidações financeiras e com pendências relativas a aporte de garantias no âmbito da CCEE.

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1.7 - OUTROS A produção de energia por usinas hidrelétricas gerou R$ 1,889 bilhão a municípios, estados e União em 2010, valor 5% superior ao recolhido no ano anterior (R$ 1,799 bilhão). O montante é referente à CFURH e ao recebimento de royalties pela geração da Usina Itaipu Binacional. A soma de CFURH e royalties destinada à União foi de R$ 340,5 milhões, dos quais R$ 37,5 milhões a título de royalties e R$ 303 milhões por compensação financeira. A maior parte da quantia, R$ 1,515 bilhão, foi destinada a municípios e estados. O montante foi dividido em: compensação financeira, de R$ 1,21 bilhão, distribuída a 663 municípios de 21 estados e o DF; e royalties, de R$ 337,47 milhões, destinados a 341 municípios de cinco estados e do DF. A fatia encaminhada a municípios e estados deve ser aplicada em programas de saúde, educação e segurança. A Aneel aprovou os critérios para definição das instalações de geração de energia elétrica de interesse do sistema elétrico interligado e daquelas passíveis de descentralização das atividades de controle e fiscalização, sob coordenação da Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração. Com isso, as agências reguladoras estaduais conveniadas poderão fiscalizar empreendimentos em fase de implantação, operação, reforma, modernização, repotenciação ou desativados. Além disso, poderá ser delegado a elas a instrução completa dos processos administrativos de fiscalização e punitivos. Para que a instalação de geração de energia elétrica se enquadre como passível de descentralização das atividades de controle e fiscalização, deverá ter potência instalada de até 200 MW, não poderá ter Contrato de Prestação de Serviços Anciliares assinado com o ONS e, no caso de instalações de geração hidrelétrica, deve ser classificada como "fio d'água.

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II – TRANSMISSÃO DE ENERGIA 2.1 – LICENÇAS AMBIENTAIS Foi noticiada neste mês a intenção do governo federal de amenizar as exigências ambientais para a concessão de licenças ambientais para a construção de linhas de transmissão. Muitas obras estão atrasadas nesse segmento devido à demora neste tipo de processo. A Aneel estima que quase 7.000 km de linhas de transmissão e dezenas de subestações estão com obras atrasadas. Casos preocupantes incluem os dois linhões que ligarão Porto Velho à Araraquara para transmitir a energia gerada pela usina de Santo Antônio que ainda não começaram a ser construídos. A usina está prevista para entrar em operação no final do ano. A linha de transmissão de Jirau também ainda não iniciou a construção devido à atrasos com a licença ambiental e a usina já considera a possibilidade de entrar em operação com atraso de três meses, o que prejudicaria o retorno do investimento. O objetivo do governo é editar um decreto para simplificar todo o processo e reduzir significativamente as obrigações ambientas e sociais impostas pelo IBAMA. No setor de termelétricas, a usina MPX Pecém II, prevista para entrar em operação em julho de 2012 e com capacidade de geração de 360 MW, recebeu a licença prévia da Superintendência Estadual do Meio Ambiente do Estado do Ceará para a instalação de sua linha de trasmissão de 230 KV. A linha de transmissão possuirá dois quilômetros de extensão e ligará a usina a uma nova subestação no município de São Gonçalo do Amarante (CE).

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2.2 – UTILIDADE PÚBLICA No mês de fevereiro, a Aneel declarou de utilidade pública faixas de terras em sete estados para empreendimentos da área de transmissão. A competência da Agência em declarar a utilidade pública de áreas de terras necessárias à implantação de empreendimentos de geração, transmissão e distribuição está prevista na Lei nº. 9074/1995, com redação dada pela Lei nº. 9648/1998. A Resolução Normativa n°279/2007 disciplina os procedimentos gerais para o requerimento de declaração. Abaixo estão listadas as áreas que receberam as declarações. No Mato Grosso foram declaradas de utilidade pública terras para a construção de uma linha de transmissão de 105 km pela ETEM. A linha de transmissão ligará a subestação Cuiabá à subestação Nobres e a subestação Nobres à subestação Nova Mutum. No Mato Grosso do Sul um trecho de 53 km de extensão foi declarado de utilidade pública para a passagem da linha de transmissão São Domingos – Águas Claras, favorecendo a empresa Enersul. Em Minas Gerais, foram declaradas de utilidade pública terras de 151 km de extensão para a construção da linha de transmissão Pirapora 2 – Montes Claros 2 pela empresa Linhas de Transmissão Montes Claros Ltda. Na Paraíba, a Energisa foi favorecida com 81,1 km de terras que foram declaradas de utilidade pública para a passagem da linha de distribuição Campina Grande II – Juazeirinho. A Chesf também foi favorecida para a passagem de dois trechos, que somam 35 km, de linha de transmissão em 138 kV, em circuito simples, resultantes do seccionamento da LT 138 kV Campina Grande II – Santa Cruz. Em Pernambuco, as terras declaradas de utilidade pública são necessárias à passagem de linha de transmissão que liga a usina termoelétrica Suape II até a subestação Suape II. A empresa favorecida no processo foi a Energética Suape II. No Rio Grande do Sul, terras de 25 km de extensão foram declaradas de utilidade pública para a construção de linhas de transmissão da RGE. As terras desapropriadas serão utilizadas para a construção da linha de trasmissão Foz do Chapecó – Planalto e a linha de transmissão Constantina – Sarandi. Em São Paulo, 93 km de terras foram declaradas de utilidade pública para a Passagem da Linha de Transmissão Valparaíso - Nova Avanhandava, que interliga as subestações Valparaíso - Nova Avanhandava, favorecendo a CTEEP. Esta também foi favorecida com 8,5 km para o Seccionamento da Linha de Transmissão Botucatu - Edgard de Souza para ligação à Subestação Toyota. A CPFL Paulista também recebeu terras para a implantação da subestação Campinas 18, em Campinas.

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2.3 – ENCARGOS E MULTAS As cotas mensais do mês de dezembro de 2010 da Conta Consumo de Combustíveis fósseis (CCC) e da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) foram fixadas pela Aneel para as empresas transmissoras. O valor total ficou em R$ 57,917 milhões, sendo R$ 45,365 milhões para a CCC. A Chesf teve uma multa de R$ 481,7 mil mantida por ter descumprido os procedimentos de rede para apuração de eventos em instalações do sistema de transmissão. Também foi mantida uma multa de R$ 105 mil pelo descumprimento do prazo para a implantação da Subestação Tauá. A Eletrosul foi multada em R$ 36,7 mil por ter descumprido os prazos de implantação de reforços na Subestação Anastácio. A Aneel negou o provimento ao agravo interposto pela Cteep e manteve penalidade de multa de R$ 318,1 mil em razão das causas e ações desenvolvidas pela concessionária por uma perturbação na subestação Baixada Santista em 2009. A CEEE-GT teve uma multa de R$ 2.226.062,08 mantida pela Aneel, que negou provimento a um recurso interposto pela companhia. A multa se deve a não conformidades de operação e manutenção identificadas pela equipe de fiscalização da Agência na subestação Cidade Industrial, em Canoas (RS).

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2.4 – OUTROS Os apagões ocorridos em oito estados no Nordeste e na cidade de São Paulo no início do mês causados por falhas em linhas de transmissão colocaram em foco as condições do setor de transmissão de energia. Especialistas do setor criticaram a situação do setor de transmissão, apontando para a falta de manutenção e investimentos em modernização do sistema de transmissão de energia como responsáveis pelos apagões. O governo federal, porém, garantiu que as falhas ocorridas foram apenas incidentes isolados. Para evitar novos problemas, o Ministério de Minas e Energia determinou que as principais linhas de transmissão e subestações de energia devem passar por uma fiscalização extra a fim de evitar novos apagões ainda em 2011. O ONS havia apontado a necessidade de quatorze obras emergenciais no setor de transmissão em São Paulo em 2008. As obras, porém, não saíram do papel devido a falhas no licenciamento ambiental dos projetos. A Aneel abriu a audiência pública 008/2011, com o objetivo de obter subsídios para o estabelecimento da estrutura ótima de capital e do custo de capital a serem utilizados na definição da receita teto das licitações a serem realizadas no ano de 2011, para contratação das concessões para a prestação do serviço público de transmissão, na modalidade de leilão público. A 1ª fase da audiência vai do dia 23/02/2011 até o dia 04/03/2011. A Eletrobrás Distribuição Piauí energizou a linha de transmissão de 69 kV e 72km de extensão que interliga as subestações Eliseu Martins e Bertolínia. A Eletropaulo entrou com ação cautelar pedindo uma liminar para suspender a condenação em que foi obrigada a reduzir a carga dos campos magnéticos em linhas de transmissão na Zona Oeste de São Paulo. A empresa quer a suspensão até o exame de recurso contra a decisão.

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III – DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA 3.1 – REAJUSTES TARIFÁRIOS A Aneel abriu a audiência pública 005/2011 com o objetivo de obter subsídios e informações adicionais para o estabelecimento dos procedimentos a serem adotados em caráter provisório para as concessionárias que serão submetidas à revisão tarifária antes da aprovação das metodologias aplicáveis ao terceiro ciclo de revisões tarifárias periódicas (3CRTP). Em fevereiro, a Aneel aprovou o reajuste tarifário de 8 distribuidoras de energia. Os reajustes percentuais estão registrados na tabela abaixo. As taxas e tarifas completas de cada empresa podem ser acessadas clicando no hiperlink no nome de cada distribuidora:

Classe de Consumo – Consumidores cativos

Empresa Baixa tensão em média (abaixo de 2,3 kV)

Por ex: residências

Alta tensão em média (de 2,3 a 230 kV)

Por ex: indústrias

Jaguari (CJE) 6,93% 6,45%

Mococa (CLFM) 9,95% 9,37%

Companhia Paulista de Energia Elétrica (CPEE)

16,03% 17,3%

CPFL Sul Paulista 6,7%

7,89%

Santa Cruz (CLFSC) 13,48%

19,26%

ELFSM (ES) 9,50 % 10,35%

Energisa Borborema (PB)

14,92 %

A4 (2,3 a 25kV): 13,22%

(Fonte: Site da Aneel)

Além das distribuidoras citadas acima, a Cooperativa de Eletrificação Rural Itaí – Paranapanema – Avaré (CERIPA) teve um reajuste médio de 13,80%. Ao calcular os índices de reajuste, a Agência considera a variação de custos que a empresa teve no decorrer do período de referência. A fórmula de cálculo inclui custos típicos da atividade de distribuição, sobre os quais incide o IGP-M e o Fator X, e outros custos que não acompanham

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necessariamente o índice inflacionário, como energia comprada de geradoras, encargos de transmissão e encargos setoriais.

3.2 – ENCARGOS E MULTAS A diretoria da Aneel aprovou a resolução que estabelece as regras de cálculos e recolhimento da Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC-Isol). A previsão para 2011 é de que o encargo arrecade R$ 5,5 bilhões, frente aos R$ 4 bilhões arrecadados em 2010. A Aneel recebeu até o dia 10 de fevereiro os valores das cotas fixadas da CCC-Isol relativas ao mês de janeiro. As distribuidoras do Sudeste pagaram R$ 222.167.640,78, do Sul R$ 77.019.481,23, do Nordeste R$ 52.365.857,09, do Centro-Oeste R$ 27.749.031,95 e do Norte R$ 17.162.440,84, totalizando R$ 396.464.451,90. O Sindicato da Indústria da Energia no estado de São Paulo (Siesp) obteveu uma liminar em favor da não cobrança de ICMS sobre a energia perdida por furto e outros eventos ligados a problemas que ocorram fora do processo industrial de distribuição. O argumento foi que o objeto do tributo é a circulação de mercadoria até o consumidor final, o que justificaria a não incidência do imposto caso não tenha ocorrido o ato negocial. O prazo para à adesão ao CadÚnico por parte de consumidores de energia de baixa renda foi postergado pela Aneel, do dia 1º de março para 1º de junho. A adesão é necessária para que estes consumidores continuem a receber os descontos previstos na Tarifa Social de Energia Elétrica. O Procon-SP e o Proteste enviaram um ofício à Aneel para que a agência não proíba o recebimento pelas distribuidoras da autodeclaração de pobreza como critério para concessão do benefício da tarifa social de energia. No mês de fevereiro a empresa que mais sofreu com multas aplicadas e mantidas foi a Companhia Elétrica do Acre. Em fevereiro, a CEA teve sua multa de R$ 3,2 milhões sobre o repasse indevido de alíquotas nominais de contribuição PIS/PASEP e COFINS mantida pela Aneel. A Aneel também manteve uma multa de R$ 1,55 milhão à CEA por transgredir os indicadores de qualidade de Duração e Frequência Equivalentes de Interrupção por Unidade Consumidora em 2009. Além da manutenção da penalidade anterior, a CEA foi multada em R$ 1,44 milhão pelo descumprimento de determinações da Superintendência de Fiscalização da Geração (SFG) da Agência acerca da devolução de combustível à Conta de Consumo de Combustíveis (CCC-Isol) correspondente a déficit verificado pela fiscalização. A CEA também teve outra multa mantida referente à devolução de dos montantes de combustível devidos à CCC, no valor de R$ 2,06 milhões. Outras multas mantidas e aplicadas a empresas de distribuição estão registradas abaixo: A Eletrobrás Distribuição Rondônia, a Celtins, a Cosern, e a EEB tiveram suas multas por descumprimento dos indicadores de continuidade de Duração e

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Frequência Equivalentes de Interrupção por Unidade Consumidora mantidas pela Aneel. As multas somam R$ 3,8 milhões. A Empresa Luz e Força de Santa Maria teve seu recurso contra multa por descumprir a legislação e o contrato de concessão nas áreas técnica e comercial negado pela Aneel. A empresa terá que desembolsar R$ 139,2 mil. A Celg-D teve recurso contra uma multa no valor de R$ 1,207 milhão por inadimplência da taxa de fiscalização dos serviços de energia elétrica negado pela Aneel. A empresa tem uma dívida avaliada em R$ 6 bilhões. Três empresas, a Cemat, a Celtins e a EEB, foram multadas por descumprimento, em 2008, dos indicadores individuais e coletivos de continuidade de fornecimento. As multas somam R$ 1,5 milhão. Foram mantidas as multas à Cemat, Celpe, ADESA e Celesc-D por descumprirem metas de interrupção de energia. As multas foram aplicadas entre 2005 e 2008. A Light teve uma multa de R$ 447,6 mil mantida por descumprir procedimentos na gestão econômico-financeira da companhia. A Boa Vista Energia teve sua multa no valor de R$ 4,6 milhões mantida pela Aneel. A multa foi aplicada por inadequações no atendimento técnico-comercial da empresa. A Ceron foi penalizada com multa de R$ 889,3 mil pela inconsistência dos dados encaminhados à Aneel para o cálculo das perdas técnicas de energia e avaliação da empresa de referência. A Eletropaulo teve seu recurso contra o ressarcimento de consumidores por erro de cálculo no reajuste tarifário negado pelo Ministério Público Federal. Com isso, a empresa terá quer desembolsar R$ 120 milhões em pagamentos a consumidores. Apesar de todas estas multas aplicadas e mantidas, neste mês o jornal O Globo fez um levantamento referente às multas aplicadas pela Aneel e constatou que entre 2005 e 2010, de R$ 648,8 milhões em multas aplicadas, apenas R$ 331,7 milhões foram recebidos.

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3.3 – OUTRAS A Light teve seus projetos de reforços, melhorias e expansão de instalações de distribuição de energia elétrica enquadrados ao Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (Reidi). A Eletrobrás fechou um empréstimo com o Banco Mundial no valor de R$ 886,2 milhões a serem investidos na melhoria do desempenho comercial e operacional de suas seis distribuidoras. Nos próximos quatro anos são esperados investimentos de R$ 1,24 bilhões nesta área pela estatal, nos estados do Acre, Alagoas, Amazonas, Piauí, Rondônia e Roraima.