DOEPE 17/04/2019 - Pág. 33 - Poder Executivo - Diário Oficial do Estado de Pernambuco
Recife, 17 de abril de 2019
Diário Oficial do Estado de Pernambuco - Poder Executivo
Ano XCVI • NÀ 73 - 33
Continuação - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - CNPJ 33.541.368/0001-16 - Companhia Aberta
• Subestações
• Subestações
Núm ero do
Contrato
Estado da
Federação
Em preendim ento
Em serviço:
061/2001
Diversos Empreendimentos
SE Tauá II - 230 kV
SE Ibicoara - 500/230 kV
SE Suape II - 500/230 kV; SE Suape III - 230/69 kV
SE Santa Rita II - 230/69kV; SE Zebu - 230/69kV; SE Natal III 230/69kV
SE Camaçari IV - 500/230 kV
SE Arapiraca III - 230/69 kv
SE Extremoz II - 230 kv
SE João Câmara - 230 kv
SE Igaporã - 230 kv
SE Acaraú II - 230 kv
SE Brumado II
SE Bom Jesus da Lapa II
SE Lagoa Nova II 230 kV
SE Igaporã III 500/230 KV; SE Pindaí II 230 KV
SE Pólo 230/69 kV
SE Ibiapina II 230 kV
SE Mirueira II 230/69 Kv
SE Touros II, 230 kV; SE Mossoró IV, 230 kV.
SE Morro do Chapéu II 230 kV
SE Teresina III em 230/69 kV
SE Tabocas do Brejo Velho
SE Casa Nova II
SE Ourolandia II (**)
SE Jaboatão II 230/69 kV
007/2005
010/2007
006/2009
017/2009
007/2010
013/2010
019/2010
019/2010
020/2010
021/2010
010/2007
020/2010
010/2011
019/2012
014/2010
010/2011
017/2012
018/2012
009/2011
017/2011
225/2014
017/2012
Quantidade (*)
PE, CE, SE, BA, AL,
PI, MA, PB, RN
CE
BA
PE
PE, PB, AL, RN
Data da
Concessão
Data de
Vencim ento
87,0
29/06/2001
31/12/2042
1,0
1,0
2,0
3,0
04/03/2005
01/06/2007
28/01/2009
03/08/2009
03/03/2035
01/06/2037
28/01/2039
03/08/2039
BA
AL
RN
RN
BA
CE
BA
BA
RN/CE
BA
BA
CE
PE
RN
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
12/07/2010
06/10/2010
23/11/2010
23/11/2010
23/11/2010
23/11/2010
01/06/2007
23/11/2010
13/10/2011
12/07/2040
06/10/2040
23/11/2040
23/11/2040
23/11/2040
23/11/2040
01/06/2037
23/11/2040
13/10/2041
2,0
1,0
1,0
01/06/2012
06/10/2010
13/10/2011
01/06/2042
06/10/2040
13/10/2041
1,0
2,0
01/06/2012
01/06/2012
01/06/2042
01/06/2042
BA
PI
BA
BA
BA
PE
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
13/10/2011
09/12/2011
13/10/2041
09/12/2041
28/05/2014
28/05/2049
01/06/2012
01/06/2042
116,0
Em construção:
014/2008
SE Teixeira de Freitas II - 230/138 kv
SE Nossa Senhora do Socorro 230/69 kV; SE Maceió II,
005/2012
230/69 kV; SE Poções II 230/138kV
015/2012
SE Pirajá 230/69 KV
BA
1,0
16/10/2008
16/10/2038
SE/AL/BA
3,0
10/05/2012
10/05/2042
BA
1,0
10/05/2012
10/05/2042
5,0
(*) Informações não auditadas.
A Companhia detém ainda, por intermédio de suas controladas, controladas em conjunto e coligada, as seguintes concessões:
2.2.1 - Geração
• Geração Hidráulica
Número do
Participação da
Capacidade
Ano da
Ano de
Usinas
Empresa
Rio
Contrato
Companhia
em MW (*)
Concessão Vencimento
Em serviço:
001/2010
UHE Belo Monte (**)
Norte Energia S.A.
15,00%
Xingu
2010
2045
002/2007
UHE Dardanelos
Energética Águas da Pedra S.A.
24,50%
Aripuanã
2007
2042
002/2008
UHE Jirau
ESBR Participações S.A.
20,00%
Madeira
2008
2043
Em
001/2014
UHE Sinop
Companhia Energética SINOP S.A.
24,50%
Teles Pires
2014
2049
(*) Informações não auditadas.
(**) Até 31/12/2018 o empreendimento totalizou 18 unidades geradoras em operação comercial que totalizam 7.566,30 MW, de um total de 24 unidades geradoras.
• Geração Eólica
052/2014
053/2014
067/2014
287/2014
354/2014
388/2012
399/2012
417/2012
418/2012
Participação da
Companhia
Localidade
Baraúnas I
Morro Branco I
Mussambê
Banda de Couro S.A.
Baraúnas II S.A.
Vamcruz I Participações S.A.
Vamcruz I Participações S.A.
Vamcruz I Participações S.A.
Vamcruz I Participações S.A.
49,00%
49,00%
49,00%
49,00%
49,00%
49,00%
49,00%
49,00%
49,00%
Sento Sé (BA)
Sento Sé (BA)
Sento Sé (BA)
Sento Sé (BA)
Sento Sé (BA)
Serra do Mel (RN)
Serra do Mel (RN)
Serra do Mel (RN)
Serra do Mel (RN)
Acauã Energia S.A.
Arapapá Energia S.A.
Angical 2 Energia S.A.
Teiú 2 Energia S.A.
Caititú 2 Energia S.A.
Carcará Energia S.A.
Corrupião 3 Energia S.A.
Caititú 3 Energia S.A.
Papagaio Energia S.A.
Coqueirinho 2 Energia S.A.
Tamanduá Mirim 2 Energia S.A.
99,93%
99,90%
99,96%
99,95%
99,96%
99,96%
99,96%
99,96%
99,96%
99,98%
83,01%
Pindaí (BA)
Pindaí (BA)
Pindaí (BA)
Pindaí (BA)
Pindaí (BA)
Pindaí (BA)
Pindaí (BA)
Pindaí (BA)
Pindaí (BA)
Pindaí (BA)
Pindaí (BA)
Usinas
UEE Baraúnas I
UEE Morro Branco I
UEE Mussambê
UEE Banda de Couro
UEE Baraúnas II
UEE Caiçara I
UEE Junco I
UEE Junco II
UEE Caiçara II
Em
construção:
150/2014
UEE Acauã
151/2014
UEE Arapapá
152/2014
UEE Angical 2
153/2014
UEE Teiú 2
154/2014
UEE Caititú 2
174/2014
UEE Carcará
176/2014
UEE Corrupião 3
177/2014
UEE Caititú 3
213/2014
UEE Papagaio
219/2014
UEE Coqueirinho 2
286/2014
UEE Tamanduá Mirim 2
(*) Informações não auditadas.
Empresa
Capacidade
em MW (*)
Ano da
Autorização
Ano de
Vencimento
32,90
32,90
32,90
32,90
25,85
27,00
24,00
24,00
18,00
2014
2014
2014
2014
2014
2012
2012
2012
2012
2049
2049
2049
2049
2049
2047
2047
2047
2047
6,00
4,00
10,00
8,00
10,00
10,00
10,00
10,00
10,00
16,00
16,00
2014
2014
2014
2014
2014
2014
2014
2014
2014
2014
2014
2049
2049
2049
2049
2049
2049
2049
2049
2049
2049
2049
2.2.2 - Transmissão
• Linhas de transmissão
Número do
Contrato
Empreendimento
Em serviço:
005/2004
LT Teresina II - Sobral III /
Teresina II - Fortaleza II /
Sobral III - Fortaleza II, em 500
KV
015/2009
LT Coletora Porto Velho /
Araraquara II, em 600 KV
022/2011
LT Luis Gonzaga - Garanhuns
II, em 500 kV
022/2011
LT Garanhuns II - Campina
Grande III, em 500 KV
022/2011
LT Garanhuns II - Pau Ferro,
em 500 kV
022/2011
LT Garanhuns II - Angelim I
008/2011
008/2011
008/2011
008/2011
Empresa
STN - Sistema de
Transmissão Nordeste
S.A.
Interligação Elétrica do
Madeira S.A.
Interligação Elétrica
Garanhuns S.A
Interligação Elétrica
Garanhuns S.A
Interligação Elétrica
Garanhuns S.A
Interligação Elétrica
Garanhuns S.A
LT Ceará-Mirim - João Câmara Extremoz Transmissora
II, em 500 kV
do Nordeste - ETN S.A.
LT Ceará-Mirim - Extremoz II,
Extremoz Transmissora
em 230 kV
do Nordeste - ETN S.A.
LT Ceará-Mirim - Campina
Extremoz Transmissora
Grande III, em 500 kV
do Nordeste - ETN S.A.
LT Campina Grande III Extremoz Transmissora
Campina Grande II, em 230 kV do Nordeste - ETN S.A.
Participação da
Companhia
Estado
da
Federação
49,00%
PI, CE
24,50%
RO, SP
49,00%
AL/PE/PB
Extensão
(km) (*)
Ano da
Concessão
Ano de
Vencimento
546,0
2004
2034
2.375,0
2009
2039
224,0
2011
2041
49,00%
AL/PE/PB
190,0
2011
2041
49,00%
AL/PE/PB
239,0
2011
2041
49,00%
AL/PE/PB
13,0
2011
2041
100,00%
RN/PB
64,0
2011
2041
100,00%
RN/PB
19,0
2011
2041
100,00%
RN/PB
192,0
2011
2041
100,00%
RN/PB
10,0
2011
2041
2010
2040
3.872,0
Em
ĐŽŶƐƚƌƵĕĆŽ:
004/2010
LT São Luiz II - São Luiz III,
em 230 kV
TDG - Transmissora
Delmiro Gouveia S.A.
49,00%
MA/CE
39,0
39,0
Empreendimento
Em serviço:
015/2009
Estação Retificadora nº 02
CA/CC em 500/600 kV;
Estação Inversora nº 02
CC/CA em 600/500 kV
004/2010
SE Pecém II, em 500/230 kV;
SE Aquiraz II, em 230/69 kV
008/2011
SE João Câmara II, em
500/138 kV; SE Ceará-Mirim
II, em 500/230 kV.
008/2011
SE Campina Grande III, em
500/230 kV
022/2011
SE Garanhuns, em 500/230
kV; SE Pau Ferro, em 500/230
kV
Empresa
Interligação Elétrica do
Madeira S.A.
TDG - Transmissora
Delmiro Gouveia S.A.
Extremoz
Transmissora do
Nordeste - ETN S.A.
Extremoz
Transmissora do
Nordeste - ETN S.A.
Interligação Elétrica
Garanhuns S.A
Participação da
Companhia
Estado
da
Federação
Quantida
de (*)
Ano da
Concessão
Ano de
Vencimento
2039
24,50%
RO/SP
2,0
2009
49,00%
MA/CE
2,0
2010
2040
100,00%
RN/PB
2,0
2011
2041
100,00%
RN/PB
1,0
2011
2041
49,00%
AL/PE/PB
2,0
2011
2041
9,0
(*) Informações não auditadas.
2.3 - Prorrogação das concessões de serviço público de energia elétrica
Em 11/01/2013, o Governo Federal emitiu a Lei nº 12.783/2013, regulamentada pelo Decreto nº 7.891, de 23/01/2013, que dispõe sobre
as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais, sobre a modicidade
tarifária, e dá outras providências.
Por meio da aludida Lei, as concessões de energia elétrica, tratadas nos artigos 17, §5º, 19 e 22 da Lei nº 9.074, de 07/07/1995, cujos
prazos de vencimento ocorreriam a partir de 2015, foram prorrogadas por mais 30 anos, conforme condições estabelecidas na referida
Lei e nos respectivos aditivos aos Contratos de Concessão.
Destacam-se entre as mudanças no modelo de negócios, a alteração do regime de preço para tarifa calculada com base nos custos de
operação e manutenção, acrescidos de remuneração, com revisões periódicas e alocação das cotas de garantia físicas de energia e
de potência das usinas hidrelétricas às concessionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado
1DFLRQDO±6,1(SDUDDWUDQVPLVVmRDWDULID QRYD5HFHLWD$QXDO3HUPLWLGD±5$3 IRLGH¿QLGDSDUDFREULURVFXVWRVGHRSHUDomRH
manutenção, acrescida de remuneração.
A Resolução Normativa Aneel nº 596, de 19/12/2013, em complemento ao art. 2º do Decreto nº 7.850, de 30/11/2012, estabelece
critérios e procedimentos para cálculo da parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis de aproveitamentos hidrelétricos,
realizados até 31/12/2012 e ainda não amortizados ou depreciados. A concessionária manifestou interesse, em 27/12/2013 no recebimento do valor referente aos investimentos posteriores ao Projeto Básico, e em 11/12/2014, apresentou à Agência Nacional de Energia
Elétrica - ANEEL, documentação comprobatória para requerimento dos valores dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda
não amortizados ou não depreciados, dos ativos de geração de energia elétrica, dos Aproveitamentos Hidrelétricos, previsto nos termos
da Lei nº 12.783, de 11/01/2013. O valor requerido à Aneel é de R$ 4.802,3 milhões, em valores de dezembro de 2012, correspondente
aos seguintes Aproveitamentos Hidrelétricos: Xingó, Paulo Afonso I, II, III e IV, Apolônio Sales (Moxotó), Luiz Gonzaga (Itaparica), Boa
Esperança, Pedra e Funil, com potência total instalada de 9.208,5 MW. O valor e a forma de recebimento serão homologados pela Aneel.
2.2 - Controladas, controladas em conjunto e Coligada
Número da
Portaria
Em serviço:
Número do
Contrato
(PD$QHHOSXEOLFRXD5HVROXomR1RUPDWLYDQ TXHGH¿QHRVFULWpULRVSDUDFiOFXORGR9DORU1RYRGH5HSRVLomR
915SDUD¿QVGHLQGHQL]DomRGDVLQVWDODo}HVGHWUDQVPLVVmRGDVFRQFHVVLRQiULDVTXHRSWDUDPSHODSURUURJDomRSUHYLVWDQD/HL
n° 12.783/2013. Essa resolução estabelece que a concessionária deverá contratar uma empresa credenciada junto à Aneel para
elaborar um laudo de avaliação, que deverá contemplar o Valor Novo de Reposição-VNR dos ativos que compõem as instalações
existentes em 31/05/2000 e ainda não depreciados até 31/12/2012. Em 06/03/2015, a Chesf apresentou à Aneel, documentação comSUREDWyULDSDUDUHTXHULPHQWRGHVVHYDORUFRPSOHPHQWDUHODERUDGDSRUHPSUHVDFUHGHQFLDGDMXQWRj$QHHOSDUD¿QVGRSURFHVVRGH
apuração dos valores referentes as instalações da denominada Rede Básica do Sistema Existente – RBSE e Demais Instalações de
Transmissão – RPC, conforme a Lei nº 12.783/2013.
Em 20/04/2016, o Ministério de Minas e Energia, por meio da Portaria nº 120/2016, determinou que os valores homologados pela ANEEL
relativos aos ativos previstos no artigo 15, § 2º, da Lei nº 12.783, de 11/01/2013 (denominados Rede Básica Sistemas Existentes – RBSE),
passem a compor a Base de Remuneração Regulatória das concessionárias de transmissão de energia elétrica a partir do processo
tarifário de 2017. A portaria também estabelece que o custo de capital incorrido pelas empresas possa ser incluído nos referidos valores.
São abrangidos pela portaria os ativos reversíveis que não estavam depreciados até 31/12/2012, quando essas empresas tiveram antecipados os vencimentos de contratos de concessão, nos termos da Medida Provisória nº 579/2012, convertida na Lei nº 12.783/2013.
Esses ativos, não depreciados e nem incorporados na base para remuneração regulatória no período de Janeiro/2013 a Junho/2017,
serão atualizados pelo IPCA e serão remunerados pelo custo do capital próprio, real, (composto por parcelas de remuneração e depreciação, acrescidos dos devidos tributos) do segmento de transmissão, serão incluídos na base de remuneração regulatória de 2017,
atualizados pelo IPCA e remunerados pelo Custo Ponderado Médio do Capital a partir do referido processo, pelo prazo de oito anos.
Em 03/08/2016, a Diretoria da Aneel homologou, mediante o Despacho nº 2.076/2016, o Relatório de Fiscalização- RF nº 0084/2016, da
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira-SFF, que apresentou o seu posicionamento acerca dos valores que passam
a compor a base de remuneração regulatória prevista no artigo 15, parágrafo 2º, da Lei nº 12.783/2016, a que a Chesf tem direito,
¿[DQGRRHP5 PLOK}HVGDWDEDVHGH2YDORUUHTXHULGRj$QHHOSHOD&RPSDQKLDIRLGH5PLOK}HVHP
valores de dezembro de 2012. A Companhia mantinha em seus registros, o montante de R$ 1.187,0 milhões para esses ativos.
Foi aberta em outubro/2016, pela Aneel, audiência pública para acolhimento de sugestões de aprimoramento nos procedimentos de
registros da nova Base de Remuneração Regulatória da transmissão, no entanto, a homologação do referido laudo e principalmente
a regulamentação estabelecida na portaria nº 120/2016, trouxeram condições necessárias para o reconhecimento contábil do laudo.
A partir do ciclo iniciado em julho deste ano a Companhia começou a receber via RAP os valores homologados pela Aneel.
O fornecimento de energia pela Chesf para consumidores industriais no Nordeste teve início no ano de 1970. Em 2004, com a publicação da Lei nº 10.848, de 15/03/2004, e do Decreto nº 5.163, de 30/07/2004, os contratos foram adequados ao novo modelo setorial e
desdobrados em três instrumentos: conexão ao sistema de transmissão, uso do sistema de transmissão e compra e venda de energia
GHHOpWULFD(VVHVLQVWUXPHQWRVIRUDP¿UPDGRVFRPDVVHJXLQWHVHPSUHVDVOLVWDGDVSRUHVWDGR %DKLD %UDVNHP81,%%UDVNHP8&6
MVC/PVC, Brasil Kirin, Dow Brasil, Ferbasa, Gerdau BA, Mineração Caraíba, Novelis, Paranapanema, Vale Manganês), Pernambuco
(Gerdau PE), Alagoas (Braskem UCS) e Ceará (Libra), com vigência até 31/12/2010, conforme o Art. 25 da Lei nº 10.848 e o Art. 54 do
Decreto nº 5.163. Em novembro de 2010, a Chesf aditou, com exceção da Novelis que fechou sua planta, os Contratos de Compra e
Venda de Energia Elétrica – CCVE com vigência até 30/06/2015, com base no Artigo 22 da Lei nº 11.943, de 28/05/2009, regulamentada
pelo do Decreto nº 7.129/2010.
Em 22/06/2015 foi publicada a Medida Provisória MP nº 677, convertida na Lei nº 13.182, de 03/11/2015, com a seguinte concepção: a)
prorrogação da concessão da UHE Sobradinho até fevereiro de 2052; b) prorrogação dos contratos com os Consumidores Industriais
até fevereiro de 2037, com redução gradual dos montantes de energia nos últimos 6 anos; e c) criação do Fundo de Energia do Nordeste
– FEN a partir de recursos da diferença entre o preço de contrato dos Consumidores Industriais e a Receita Anual de Geração - RAG.
Com a publicação da MP nº 677/2015, a Chesf analisou as condições estabelecidas na referida MP, sob as óticas técnica, comercial,
HFRQ{PLFR¿QDQFHLUD H MXUtGLFD VHQGR HVVD DQiOLVH REMHWR GD 1RWD 7pFQLFD ³$YDOLDomR GD 3URUURJDomR GRV &RQWUDWRV GRV &RQVXPLGRUHV ,QGXVWULDLV FRP EDVH QD 03 Q ´ GH MXOKR H GR 3DUHFHU -XUtGLFR ³5HJLPH -XUtGLFR H 5LVFRV (QYROYLGRV QD
Prorrogação de Contratos de Fornecimento de Energia Elétrica sob a Égide da MP nº 677/15”, emitido pelo Professor Dr. Alexandre
6DQWRVGH$UDJmRGHUDWL¿FDGRSHOR'HVSDFKR&KHVIQ'-8GH$UHIHULGD1RWD7pFQLFDFRQFOXLX
pela vantajosidade da formalização da prorrogação através de Aditivos aos Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica com os
Consumidores Industriais.
O Conselho de Administração ao tomar conhecimento da matéria, pela relevância, decidiu encaminhar o assunto à Assembleia Geral
Extraordinária de Acionistas, realizada em 21/08/2015, que: i) referendou o requerimento feito à Aneel pela Chesf, por meio da CE-PR-168/2015, de 10/07/2015, para prorrogação do prazo da concessão da Usina Hidrelétrica de Sobradinho, por mais 30 (trinta) anos,
contados a partir de fevereiro de 2022, nas condições estabelecidas na Medida Provisória nº 677, de 22/06/2015; e ii) autorizou a
celebração dos Aditivos aos Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica, nos termos da Medida Provisória nº 677, de 22/06/2015.
Com base na portaria acima referida a Companhia elaborou sua melhor estimativa apresentando os valores atualizados, em 31/12/2018,
conforme quadro abaixo:
Transm issão
Rede básica - RBSE - Saldo histórico
Atualização VNR
Valor Hom ologado pela ANEEL
Atualização IPCA e Remuneração
Recebimento
Valor total do ativo Financeiro atualizado
Efeito Resultado
Receita operacional
Imposto de Renda e Contribuição Social
Efeito líquido
1.187.029
3.905.355
5.092.384
5.196.643
10.289.027
1.013.071
(344.444)
668.627
Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - Continua