1) O documento discute vários tópicos relacionados à energia elétrica no Brasil, incluindo tarifas, tarifa social, bandeiras tarifárias, compensação financeira por uso de recursos hídricos, leilões de distribuidoras, qualidade do serviço e outros. 2) Uma seção explica o conceito e situação atual da Tarifa Branca, que permite aos consumidores pagar valores diferentes de tarifa de acordo com o horário e dia da semana. 3) Outra seção detalha a Tarifa Social de Energia

1. INFORME COMPLEMENTAR
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
DIRETOR - GERAL
Brasília, 04 de abril de 2019

2. SUMÁRIO
1) Informações Consolidadas de Tarifas
2) Tarifa Branca Tarifa Social de Energia
Elétrica - TFSEE
3) Bandeiras Tarifárias
4) CFURH
5) Leilões Designadas
6) Qualidade do Serviço
7) PLPT
8) Segurança de Barragens
9) Perdas Não Técnicas
10)Interligação Manaus – Boa Vista
11)Risco Hidrológico & GSF
12)P&D
13)Potencial Hidráulico

3. 2 – TARIFA BRANCA
CONCEITO
O consumidor de baixa tensão (B1,B2 e B3) tem a possibilidade de pagar valores diferentes de tarifa em função da
hora e do dia da semana . Consumidores Baixa Renda e Iluminação Pública não são elegíveis.
ATUALMENTE: NOVOS CONSUMIDORES E CONSUMO > 250 KWH/MÊS

4. 2 – TARIFA BRANCA
Prazos de Solicitação
1/1/2018 – novos consumidores e consumo > 500 kWh/mês;
1/1/2019 – novos consumidores e consumo > 250 kWh/mês;
1/1/2020 – todos.
Prazos de Atendimento
A distribuidora tem 30 dias para atender o pedido do consumidor;
O consumidor pode solicitar a qualquer tempo o retorno a tarifa convencional, a distribuidora
terá o prazo de 30 dias para atender o pedido.
Instalação do medidor
Os custos relativos ao medidor e à sua instalação são de responsabilidade da
distribuidora; eventuais custos para alterações no padrão de entrada da unidade
consumidora competem ao consumidor.

5. 2 – TARIFA BRANCA
Fonte: ANEEL; 1 SGT, 2 SRD, 3 SRT, 4 ASD, 5 SCT
SITUAÇÃO ATUAL
3557 Consumidores com Tarifa Branca
1.685 residenciais, 52 rurais e 1.818 industriais/comerciais
Redução potencial
da fatura
deslocamento de todo o consumo
para o horário fora ponta
- 20%
Redução média da
fatura
Janeiro de 2019
- 6,16%

6. 3 – TARIFA SOCIAL DE ENERGIA ELÉTRICA
Consumidores Residenciais Baixa Renda têm direito a descontos nas tarifas.
Quem tem direito?
• Famílias inscritas no Cadastro Único para Programas
Sociais do Governo Federal, com renda per capita
igual ou inferior a ½ salário mínimo.
• Quem recebe o Benefício de Prestação Continuada
da Assistência Social – BPC.
• Família inscrita no Cadastro Único com renda de 3
salários mínimos, que tenha portador de doença ou
deficiência que faça uso de equipamentos que
demandem uso continuado de energia.
Os descontos incidentes são calculados de
modo cumulativo
Parcela de Consumo Mensal ( PCM) DESCONTO
𝑷𝑪𝑴 <= 𝟑𝟎𝑲𝑾𝒉 65%
𝟑𝟎𝑲𝑾𝒉 < 𝑷𝑪𝑴 <= 𝟏𝟎𝟎 𝑲𝑾𝒉 40%
𝟏𝟎𝟎𝑲𝑾𝒉 < 𝑷𝑪𝑴 ≤ 𝟐𝟎𝟎 𝑲𝑾𝒉 10%
𝟐𝟎𝟎𝑲𝑾𝒉 < 𝑷𝑪𝑴 0%

7. 3 – TARIFA SOCIAL DE ENERGIA ELÉTRICA
ESTADO
RESIDENCIAL
TOTAL
BAIXA RENDA
% BAIXA RENDA /
RESIDENCIAL
MA 2.099.996 650.065 30,96
PI 1.121.477 343.996 30,67
CE 2.792.255 809.309 28,98
SE 837.728 241.513 28,83
PB 1.359.607 389.385 28,64
PA 1.912.004 515.015 26,94
TO 488.086 119.138 24,41
PE 3.273.470 792.552 24,21
RN 1.265.835 292.185 23,08
BA 5.281.572 1.046.925 19,82
AC 209.546 35.940 17,15
AL 1.063.270 161.095 15,15
MS 834.852 118.724 14,22
AM 864.579 101.323 11,72
AP 181.474 21.062 11,61
MT 1.100.701 123.368 11,21
RO 458.874 44.024 9,59
RR 156.657 14.648 9,35
MG 7.239.025 645.707 8,92
PR 3.879.441 281.582 7,26
ES 1.288.917 91.189 7,07
RJ 6.063.874 329.931 5,44
GO 2.588.839 139.440 5,39
SP 18.747.435 1.004.023 5,36
RS 4.062.750 188.870 4,65
SC 2.537.631 40.983 1,62
DF 950.005 8.320 0,88
REGIÃO RESIDENCIAL TOTAL BAIXA RENDA
% BAIXA RENDA /
RESIDENCIAL
TOTAL BRASIL 72.659.900 8.550.312 11.76
Nordeste 19.095.210 4.727.025 24,76
Norte 4.271.220 851.150 19,93
Centro-Oeste 5.474.397 389.852 7,12
Sudeste 33.339.251 2.070.850 6,21
Sul 10.479.822 511.435 4,88
Participação
Baixa Renda
Fevereiro/19
11,7%
Consumo Médio
Fevereiro/19
121,66 MWh
Número de
consumidores
Fevereiro/19
8,5 mi

8. OBJETIVO
COM AS BANDEIRAS TARIFÁRIAS:
• Ameniza a defasagem entre o custo real e o repasse tarifário
• O consumidor tem informação mais precisa e transparente sobre o
custo real da energia elétrica
• O consumidor ganha um papel mais ativo na definição de sua conta
de energia e tem a oportunidade adaptar seu consumo, se assim
desejar
• Incentiva-se o uso racional e consciente da energia elétrica
Sinalizar aos consumidores as condições reais de geração de energia
elétrica no Sistema Interligado Nacional - SIN, podendo resultar na
cobrança de valor adicional à Tarifa de Energia - TE
CUSTOS COBERTOS NAS TARIFAS
Custo dos Contratos de Comercialização de Energia
no Ambiente Regulado por Disponibilidade (CCEAR-
D)
Resultado no Mercado de Curto Prazo - MCP
Risco Hidrológico das usinas contratadas em regime
de Cotas, Itaipu e Repactuadas
Encargo de Serviços do Sistema relativo ao
despacho de usinas fora da ordem de mérito e com
CVU acima do PLD máximo
Resultado da Conta de Energia de Reserva (CONER)

9. 4 – BANDEIRA TARIFÁRIA
Vermelha 2
COR DA
BANDEIRA 2018 2019 (AP) VARIAÇÃO
Vermelha 1
Amarela
Verde
5,00
3,00
1,00
0,00
6,00
3,50
1,50
0,00
1,00
0,50
0,50
0,00
ADICIONAIS BANDEIRAS
2019
(R$ / 100kWh) - AP

10. 5 – CFURH – COMPENSAÇÃO FINANCEIRA PELA UTILIZAÇÃO DE RECURSOS
HÍDRICOS
Os Estados e Municípios produtores de energia
hidrelétrica são compensados pela utilização dos
recursos hídricos.
117 empresas pagadoras
190 UHE’s pagadoras
200 reservatórios atingidos
1,25 bilhão de arrecadação para
22 estados e 707 municípios
29% 28% 27% 26% 25% 25% 25% 24% 24% 24% 24% 24% 23% 23% 22% 22% 21% 21% 21% 21% 20% 20% 19% 19%
16% 16% 15%
MA PA RJ DF PB PI PR AL CE GO RS TO MG SE MS SC MT RR ES PE BA AC RN AP SP AM RO

11. CFURH PAGA AOS MUNICÍPIOS EM ANO 2018CFURH PAGA AOS ESTADO EM 2018
MUNICÍPIO RECEBEDOR VALOR (R$)
PIMENTA BUENO (RO) 960.394,07
PORTO VELHO (RO) 80.595.926,48
ALTO PARAÍSO (RO) 66.478,71
CANDEIAS DO JAMARI (RO) 1.193.973,20
CUJUBIM (RO) 5.710,33
ITAPUÃ DO OESTE (RO) 648.971,76
TOTAL 83.471.454,55
5 – CFURH – COMPENSAÇÃO FINANCEIRA PELA UTILIZAÇÃO DE RECURSOS
HÍDRICOS
USINAS PAGADORAS VALOR ($)
JIRAU 27.104.604,51
RONDON II 645.927,82
SAMUEL 1.319.465,17
SANTO ANTÔNIO 28.769.062,79
TOTAL 57.839.060,29

12. 6 - LEILÕES DESIGNADAS
DISTRIBUIDORA DATA LEILÃO VENCEDOR DESÁGIO
IMPACTO
TARIFÁRI
O
(5 anos)
REDUÇÃO
RGR
(25 anos)
BONUS
OUTORGA
AUMENTO DE
CAPITAL (R$)
INVESTS.
ESTIMADOS
CONTRATO
CONCESSÃO
RGR1
AMAZONAS ENERGIA 10/12/2018 Oliveira/ATEM 0% 0,00% 0 - 491.370.787,84 2,8 bi
1, de
11/04/2018
1.759.835.180,01
BOA VISTA2 30/08/2018 Oliveira/ATEM 0% 0,00% 0 - 175.999.185,71 212,3 mi
4, de
11/12/2018
349.375.653,27
CEA 388.324.361,13
CEAL3 28/12/2018 Equatorial
0%
(DI = 45,47%)
-2,14%2 -1,55% - 545.770.485,33 837,2 mi 631.932.824,15
CEPISA3 26/07/2018 Equatorial
119%
(DI = 61,31%)
-8% -4,50% 95.000.000,00 720.915.595,51 720 mi
1, de
18/10/2018
902.897.161,97
CERON 30/08/2018 Energisa 21% -1,81% -0,73% - 253.844.157,06 712 mi
2, de
30/10/2018
553.175.459,10
ELETROACRE 30/08/2018 Energisa 31% -3,43% -1,05% - 238.805.729,30 607 mi
3, de
7/12/2018
181.870.056,89
INFORMAÇÕES RESULTADOS DOS LEILÕES
1 EMPRÉSTIMOS EM VALROES NOMINAIS ATÉ DEZEMBRO/2018
2 ESTIMADO

13. 6 - LEILÕES DESIGNADAS
FLEXIBILIZAÇÕES NOS CONTRATOS DE CONCESSÕES DAS EMPRESAS PRIVATIZADAS
Subcláusula quarta – Até o vigésimo quarto mês subsequente ao mês de assinatura do contrato de
concessão, a fiscalização exercida pela ANEEL terá o caráter orientativo e/ou determinativo, sem
aplicação de penalidades, exceto em caso de descumprimento de determinações feitas pela Diretoria
da ANEEL.
Subcláusula não impede a fiscalização da ANEEL, tão somente afasta a aplicação de penalidades
por um período de 24 meses. Essa flexibilização foi necessária para que o novo controlador tivesse
tempo para se adequar as exigências regulatórias, e para que ele não ficasse sujeito a penalidades
decorrentes de ações do controlador anterior.
SUBCLÁUSULA QUARTA DA CLÁUSULA VIGÉSIMA DO CONTRATO DE
CONCESSÃO.

14. 6 - LEILÕES DESIGNADAS
FLEXIBILIZAÇÕES NOS CONTRATOS DE CONCESSÕES DAS EMPRESAS PRIVATIZADAS
Subcláusula primeira – A Distribuidora poderá destinar os recursos das compensações por violação
dos limites de qualidade, referentes à continuidade do serviço e às medidas amostrais do nível de
tensão em regime permanente, para a realização de investimentos na área de concessão, até o final
do quinto ano civil subsequente à data de assinatura do contrato de concessão.
Essa flexibilização se justifica pela necessidade de se investir elevados valores na concessão para
recuperar a qualidade do serviço. Relevante observar que os investimentos realizados com valores
de compensação são contabilizados como Obrigações Especiais, e, portanto, a distribuidora não
receberá a remuneração e o capital investimento.
SUBCLÁUSULA PRIMEIRA DA CLÁUSULA VIGÉSIMA DO CONTRATO DE CONCESSÃO.

15. 7 - QUALIDADE DO SERVIÇO
Desempenho individual das distribuidoras melhorando a cada ano
DEC e FEC abaixo dos limites, com os melhores resultados históricos
Quantidade de interrupções está diminuindo:
Redução de 28% no FEC nos últimos 3 anos.
Duração total das interrupções está diminuindo:
Redução de 32% no DEC nos últimos 3 anos.

16. 7 - QUALIDADE DO SERVIÇO
15,99 17,91 16,17 15,51 16,26 15,73 15,63 16,17 18,26 18,42 18,61 18,78 18,49 18,03 18,60
15,81 14,35 12,63
24,24
22,33 22,23
21,10 20,44 19,48 18,85 18,26 17,44 17,01 16,23 15,87 15,19 14,58 13,94 13,31 12,77 12,72
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
DEC Brasil
DEC Apurado DEC Limite

17. 7 - QUALIDADE DO SERVIÇO
14,05 14,63
12,65 11,74 12,09 11,17 11,36 10,99 11,27 11,31 11,21 11,17 10,60 10,08 9,86 8,87 8,20 7,10
22,46
20,53
19,22
18,03 17,71 17,17 16,57 15,99 15,19 14,54 13,61 13,19 12,47 11,77 11,03 10,33 9,72 9,52
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
FEC Brasil
FEC Apurado FEC Limite

18. 8 - PLPT
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
XX
Universalização
Marco Legal - L. 10.438/2002
UNIVERSALIZAÇÃO
99,8% dos
domicílios
100,0% Área Urbana
98,2% Área Rural
Fonte: IEA – World Energy Outlook, 2017
86%
52%
99,8% 100%
82%
Developingcountries
Africa
Brazil
China
India

19. 8 - PLPT
3,4 milhões de famílias atendidas
R$ 19,0 bilhões de investimentos
prorrogado até 2022
(DEC 9.357/2018)
Estados com demanda na área rural
AM, AC, AP, RO, PA, MA, PI, BA, GO, MT, MS
≈ 706,9 mil famílias a serem atendidas
R$ 12,5 bilhões (R$ 17,6 mil / ligação)
Estado universalizado
Programa Luz para Todos
Área Rural

20. Lei nº 12.334/2010
Estabelece a Política Nacional de Segurança de Barragens
Resolução Normativa nº 696/2015
Estabelece critérios para classificação, formulação do Plano de Segurança e
realização da Revisão Periódica de Segurança em barragens fiscalizadas pela
ANEEL
9 - SEGURANÇA DE BARRAGENS
DECRETO Nº 9.691, DE 25 DE JANEIRO DE 2019, CRIA O CONSELHO MINISTERIAL DE SUPERVISÃO DE
RESPOSTAA DESASTRE
Resolução nº 1, de 28 de janeiro de 2019
 Imediata fiscalização nas barragens possuidoras de "dano potencial associado alto" ou com "risco alto
 Atualização imediata dos Planos de Segurança de Barragem.
 Avaliação da necessidade de remoção de instalações de suporte aos empreendimentos localizados na área de influência
das barragens.

21. 9 - SEGURANÇA DE BARRAGENS
673 UHEs
(890 barragens)
UHEs enquadradas na
Lei: 12.334/2010:
446 (616 barragens)
Obrigatoriedade de apresentar o PSB
Fiscalização in loco
UHEs com DPA/
Risco Alto:
335 (528 barragens)
797 CGH
Cadastradas no RCG
113 CGH
Se enquadram na Lei
USINAS
HIDRELÉTRIC
AS
ABARCADAS
PELA LEI DE
SEGURANÇA
DE
BARRAGENS
E PELO
DECRETO N.
9.691/2019

22. 9 - SEGURANÇA DE BARRAGENS
MODELO DE FISCALIZAÇÃO DA SEGURANÇA DE BARRAGENS
Monitoramento
Ações
Remotas
Ações
Presenciais
• Universo completo
• Base Indicadores
• Universo selecionado
• Base documental
• Universo Específico
• Base Inspeção

23. 9 - SEGURANÇA DE BARRAGENS
Foco das Campanhas:
2016 – Entrega dos formulários para Primeiro Ciclo de Classificação
2017 – Coerência das declarações e Condições de conservação
2018 – Elaboração do Plano de Segurança de Barragens
2016
2017
2018
MONITORAMENTO AÇÃO À DISTÂNCIA AÇÃO DE CAMPO
715
698
673
60
63
132
60
30
32
NÚMEROS DAS CAMPANHAS DE
FISCALIZAÇÃO

24. 142 UHE até maio
193 UHE entre maio e dezembro
Em 2019
• ANEEL – 28 servidores
• Agências Estaduais:
AGERGS (RS) / AGR (GO) / AGER (MT) / AGEPAN (MS) /
ARSESP (SP)
• Apoio de empresas credenciadas:
24 técnicos
100% FISCALIZADAS,
com a inspeção “in loco” de
9 - SEGURANÇA DE BARRAGENS

25. NOS PRIMEIROS
45 DIAS
86USINAS HIDRELÉTRICAS
FISCALIZADAS
Agências Estaduais Conveniadas

26. A ANEEL não
faz Fiscalização
de Engenharia
AANEEL realiza
FISCALIZAÇÃO
REGULATÓRIA

27. ESCOPO DA FISCALIZAÇÃO
Avaliação dos
PSB e PAE
Verificação das
inspeções de
segurança
Verificação das
condições operativas e
estado de conservação
Reuniões com a
Defesa Civil dos
Municípios
9 - SEGURANÇA DE BARRAGENS

28. FOCO DA CAMPANHA DE SEGURANÇA DE BARRAGENS 2019
Atualização do PSB e PAE
Cumprimento de melhorias identificadas na Campanha 2018, se couber
Cumprimento das recomendações dos Relatórios de Inspeção
ART específica contendo a atividade “segurança da barragem”
Assinatura do Responsável Legal no PSB e PAE
PAE e articulação com Defesa Civil
Adequação do FSB 2018

29. 9 - SEGURANÇA DE BARRAGENS
Matriz de Classificação da REN 696/2015, avalia dois aspectos das barragens
A. Categoria de Risco, que avalia a vulnerabilidade a
um acidente maciço. São avaliadas as
características técnicas (material de construção, tipo
de fundação, idade do barramento), o estado de
conservação (condições das estruturas, existência
de deformações ou deteriorações) e o Plano de
Segurança
B. Dano Potencial Amplo – DPA, que avalia os danos
que a barragem pode trazer para os elementos
localizados a jusante. São avaliados o volume total do
reservatório, a ocupação de vidas humanas à jusante,
existência de área de preservação ambiental e existência
de atividades econômicas.
A classificação final da barragem corresponde a avaliação conjugada das
matrizes relacionadas à A. Categoria de Risco e ao B. Dano Potencial Associado
CLASSIFICAÇÃO DE BARRAGENS – REN N° 696/2015

30. CLASSIFICAÇÃO DE BARRAGENS

31. 10 – PERDAS NÃO TÉCNICAS
Resumo das premissas da metodologia de perdas não técnicas
• As concessionária possuem gestão das perdas não técnicas. Assim não é justo repassar aos
consumidores a parcela de perdas associada à ineficiência da concessionária
• Por outro lado, também é razoável supor que parcela das perdas não estão sobre a gestão da
concessionária, dado à ausência de poder de estado e a fatores socioeconômicos graves de cada
área de concessão.
• Assim, se observado que parte das perdas se dá em razão da ineficiência da própria distribuidora
no gerenciamento das perdas, a totalidade das perdas não é repassadas às tarifas
• Outra medida adotada no tratamento regulatório das perdas é criar mecanismos para que as
empresas reguladas se tornem mais eficientes no combate às perdas. (Análise de benchmarking)
• Por fim, é importante ressaltar que a exclusão total da cobertura tarifária para perdas resultaria em
um impacto muito elevado sobre os custos das empresas, dado a grande participação do furto de
energia nas despesas de algumas distribuidoras. A solução mais sensata, adotada pela ANEEL, é
de estabelecer uma redução gradativa do limite regulatório de perdas.
• Deve-se ainda ponderar que, como em qualquer atividade produtiva, uma parte dos custos
decorrentes de perdas é repassada ao preço final dos produtos.

32. 10 – PERDAS NÃO TÉCNICAS
As perdas totais representaram 13,6% do mercado consumidor em
2017. Essas perdas equivalem ao consumo de energia elétrica das
regiões Norte e Centro-Oeste em 2016.
A figura abaixo apresenta a participação das
concessionárias em relação às perdas não
técnicas no Brasil em 2017.

33. 10 – PERDAS NÃO TÉCNICAS
De 2008 a 2017, as perdas não técnicas reais
reduziram em 2,1 pontos percentuais. 628
710
900 921
1.703
1.590
1.165
1.454
1.791
1.180
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
A Figura abaixo apresenta os valores glosados pela
ANEEL nas tarifas dos consumidores, de 2008 a 2017,
em milhões de reais. Em 2017, os valores não
repassados foram de aproximadamente R$ 1,2 bi.

34. 10 – PERDAS NÃO TÉCNICAS
Os patamares de perdas se diferenciam
bastante por região do Brasil
REGIÃO NORDESTE
REGIÃO NORTE

35. 11 – INTERLIGAÇÃO MANAUS - BOA VISTA
• Contrato de Concessão no 3/2012: assinado em
25/1/2012, com a Transnorte Energia S.A. – TNE (51%
Alupar e 49% Eletronorte)
• Duração do contrato: 30 anos (3 anos de implantação
e 27 de amortização)
• Receita Anual Permitida – RAP: R$ 183 milhões
(preços de jan/19).
• Previsão de entrada em operação comercial:
25/1/2015
• Implantação paralisada em função da não emissão da
Licença de Instalação (LI) pelo IBAMA.
• Pleito da TNE para continuidade da concessão: RAP de
R$ 396 milhões.
Instalações (investimento de R$ 1 bilhão):
LT Eng. Lechuga (Manaus) – Equador – Boa Vista
(CD-715 km)
Ses Equador e Boa vista
(Compensador Estático – CER)

36. 11 – INTERLIGAÇÃO MANAUS - BOA VISTA
PROCESSO PUNITIVO
Contrato assinado para
operação em 25/1/2015
* (Jan/2012)
CER em operação *
(Mai/2015)
Obras não
iniciadas **
Transnorte solicitou
rescisão amigável do
Contrato mediante
indenização (Ago/2015)
ANEEL recomendou ao
MME a rescisão
amigável sem
indenização (Dez/2016)
CONJUR/MME deu
parecer negativo a essa
rescisão
Processo punitivo de
falhas e transgressões
(Set/2018)
SANÇÕES ADMINISTRATIVAS:
Termo de Intimação relacionado à
recomendação de caducidade do
contrato (em fase final)
* Compensador Estático - CER previsto para 25/1/2014
** LT intercepta a Terra Indígena Waimiri/Atroari (planejamento); obras não iniciadas por falta de licença ambiental de instalação

37. 11 – INTERLIGAÇÃO MANAUS - BOA VISTA
Em 2018 foram contabilizados 71 blecautes na área da
Boa Vista
Em 2019, houve 25 desligamentos na Interligação Brasil
– Venezuela
• Todos com origem na Venezuela
• 14 blecautes (56%)
Desde de 7 de março a operação está sendo realizada
sem a importação da energia da Venezuela
Sem o suprimento da Venezuela, o consumo diário de
óleo diesel passou de 500 mil litros por dia, para 1
milhão de litros por dia
O estoque de combustível mantido pela Boa Vista é de 8
dias (autonomia), sendo reposto por 84 carretas
O tempo médio de viagem Manaus - Boa Vista - Manaus
é de 12 horas
IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA
VENEZUELA
18 18 22 25
20 22 26 27
21
15 14 16 20
49
59
46
35
30 34
80
40 40
46 49
43 45 47 51
44
35 33 35
42
62
85
70
57 61 63
111.8
-10
10
30
50
70
90
110
130
Aug-17
Sep-17
Oct-17
Nov-17
Dec-17
Jan-18
Feb-18
Mar-18
Apr-18
May-18
Jun-18
Jul-18
Aug-18
Sep-18
Oct-18
Nov-18
Dec-18
Jan-19
Feb-19
Mar-19
R$Milhões
Evolução do Custo Total de Geração
REEMBOLSO MENSAL (COMPETÊNCIA)
CUSTO TOTAL DA GERAÇÃO (COMPETÊNCIA)
O Custo Total de Geração em mar/19 foi estimado
em R$ 111,7 milhões. O Reembolso da CCC
estimado para o mesmo mês é de R$ 79,9 milhões.

38. 12 – RISCO HIDROLÓGICO E GSF
Questões regulatórias em discussão na ANEEL
GSF
Tratadas no
PL10.985/18
Ajuste no
MRE
Elegibilidade do deslocamento por razão elétrica
e importação
Efeitos de antecipação de Garantia Física
Atrasos de transmissão
Expurgos de indisponibilidade
Alocação dos vertimentos turbináveis

39. 12 – RISCO HIDROLÓGICO E GSF
Ampliação do volume passível de ser
compensado (Encargo de Serviços do Sistema)
aos geradores hidrelétricos em razão de:
PL 10.985/18
• geração termelétrica para atendimento de restrições
elétricas
• Importação de energia elétrica
• Programas para incentivo de redução de carga para
consumidores

40. 12 – RISCO HIDROLÓGICO E GSF
Compensação (extensão da outorga) aos geradores
hidrelétricos, na proporção da energia livremente
comercializada em decorrência de:
PL 10.985/18
• Antecipação de garantia física das
usinas estruturantes
• Restrições do escoamento da energia
passível de ser produzida nas usinas
estruturantes (Jirau, Santo Antônio e Belo
Monte);

41. 13 – P&D e EE
ROL = R$ 215,04 bi 1% ROL = R$ 2,15 bi ROL(D) = R$ 139,78 bi => 65,6% (ROL)
R$ 660,4Mi
R$ 528,3Mi
0,5%
ROL
D
Total
EE
EE
P&D
R$ 1,49 bi
0,2% MME
0,4% FNDCT
R$ 597,7Mi
R$ 597,7Mi
R$ 298,8Mi
1%
ROL
G
1%
ROL
T
0,5%
ROL
D
Total
P&D
0,4%
1% ROL
Receita
Operacional
Líquida
0,1% PROCEL
0,4%
R$ 132,1Mi
(*) Valores de 2017.
AGENTES DO
SETOR ELÉTRICO
AGENTES DO
SETOR ELÉTRICO
Recursos Disponíveis em 2018

42. 13 – P&D e EE
Investimentos nos últimos 10 anos
P&D Investimento Total: R$ 4,62 mi EE Investimento Total: R$ 4,59 mi
-
100.00
200.00
300.00
400.00
500.00
600.00
700.00
P&D Realizado
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017*
-
100.00
200.00
300.00
400.00
500.00
600.00
700.00
PEE Realizado
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017*

43. 14 – POTENCIAL HIDRÁULICO
Até 50MW: 17.032 MW
Maior que 50MW: 55.205 MW
TOTAL: 72.237 MW
Fonte: ANEEL/SCG, em 14/1/2018
32.081 MW
Maior que 50 MW
(UHE) Eixos disponíveis
23.124 MW
Maior que 50 MW
(UHE) Em elaboração
6.884 MW
Até 50 MW
(PCH e UHEAUT) Eixo disponível
10.148 MW
Até 50 MW (PCH e UHEAUT)
Em elaboração, aguardando análise,
DRS emitido

44. 14 – POTENCIAL HIDRÁULICO
Incentivo às políticas de
reservatórios de regularização
Necessidade de aproximação e
articulação com o setor ambiental
Discussão prévia da viabilidade ambiental de
uma usina já na etapa dos Estudos de
Inventário Hidrelétrico (Inventário Participativo)
DESAFIOS

45. ENDEREÇO: SGAN 603 Módulos I e J - Brasília/DF
CEP: 70830-110
TELEFONE GERAL: 061 2192 8620
OUVIDORIA SETORIAL:167 Brasília, 04 de abril de 2019
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
DIRETOR - GERAL