Nota Técnica Principal - Agência Nacional de Energia ... · Pela decisão da Diretoria da ANEEL as concessionárias que não passaram pelo processo de renovação dos contratos

48581.002934/2016-00

Nota Técnica no 338/2016–SGT/SRM/ANEEL

Em 14 de outubro de 2016.

Processo nº 48500.003771/2016-10 Assunto: Alterações nos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, de forma a adequar às regras do termo aditivo ao contrato de concessão, das concessionárias prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783/2013 ou que assinarem o termo aditivo, conforme o Despacho nº 2.194/2016.

I. OBJETIVO

1. O objetivo desta Nota Técnica é apresentar as alterações nos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET devido a regulamentação sugerida pela Nota Técnica no 294/2016–SGT/SRM/ANEEL, que apresenta os procedimentos gerais, bem como os critérios a serem utilizados no cálculo do Reajuste Tarifário Anual ou da Revisão Tarifária Ordinária das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica que tiveram suas concessões prorrogadas nos termos do Decreto nº 8.461/15, ou que assinarem o termo aditivo ao contrato de concessão, conforme proposta aprovada na Audiência Pública nº 29/2016 pelo Despacho nº 2.194/2016. II. DOS FATOS 2. A Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, em seu art. 7º, autorizou a prorrogação, por parte do Poder Concedente, dos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica alcançadas pelo art. 22 da Lei nº 9.074, de 1995. 3. O Decreto nº 8.461, de 2 de junho de 2015, regulamentou a prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica de que trata o artigo supracitado. O §1º desse Decreto estabeleceu que a prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica dependeria da aceitação expressa pela concessionária das condições estabelecidas no contrato de concessão ou no termo aditivo ao contrato de concessão. 4. Na 20ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 9 de junho de 2015, a Diretoria da ANEEL instaurou a Audiência Pública nº 38/2015, para obter subsídios e informações adicionais a fim de propor a minuta de termo aditivo ao contrato de concessão de distribuição de energia elétrica, visando prorrogar as concessões nos termos do Decreto nº 8.461, de 2 de junho de 2015.

(Fls. 2 da Nota Técnica no 338/2016-SGT/SRM/ANEEL, de 14/10/2016).

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

5. Como resultado da Audiência Pública nº 38/2015 foi consolidada a proposta final de termo aditivo ao contrato de concessão, aprovada pelo Despacho nº 3.540/2016, que foi assinado pelas concessionárias prorrogadas nos termos do Decreto nº 8.461/15. 6. Na 30ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 16 de agosto de 2016, a Diretoria da ANEEL aprovou o resultado da Audiência Pública nº 029/2016, pelo Despacho nº 2.194/2016, que permite a extensão do mesmo termo aditivo ao contrato de concessão de distribuição de energia elétrica, em caráter opcional, para as concessionárias que não tiveram os contratos prorrogados nos termos da Lei nº 12.783/2013

7. Pela decisão da Diretoria da ANEEL as concessionárias que não passaram pelo processo de renovação dos contratos podem aderir ao novo modelo de cláusula econômica e também aderir a todos os itens do contrato de concessão resultante da Audiência Pública nº 38/2015.

8. Na 33ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 6 de setembro de 2016, a Diretoria da ANEEL aprovou a instauração da Audiência Pública nº 058/2016, com o aviso publicado pelo D.O.U. em 8 de setembro de 2016, objetivando colher subsídios e informações adicionais. III. DA ANÁLISE 9. A Nota Técnica nº 294/2016–SGT/SRM/ANEEL apresenta os procedimentos necessários para regulamentar os procedimentos tarifários nos termos das prorrogações de concessões ou dos aditivos contratuais. Tais procedimentos divergem significantemente do PRORET vigente, sobretudo nos submódulos 2, 3, 4 e 7.

10. Não necessariamente todas as Concessionárias passarão a adotar esses novos procedimentos, e continuarão sendo regulados pelo PRORET atualmente em vigor. Dessa maneira, haverá a necessidade de manter duas regulamentações, a vigente e outra aplicável somente para aquelas que tiveram as concessões prorrogadas ou as que assinarem o aditivo contratual.

11. Para acomodar a situação, sugere-se que seja criada uma variante “A” do PRORET. Enquanto que o PRORET original seguirá regulando os processos tarifários ordinários, a variante “A” regulamentaria os processos tarifários das concessionárias prorrogadas ou que assinaram o termo aditivo. Não há alteração na relação entre a numeração do submódulo e o objeto tratado. Por exemplo, o Submódulo 2.2 continuará regulando o Custo Operacional e Receitas Irrecuperáveis, independente se o Submódulo seja o original ou da variante “A”. 12. Isto posto, as principais alterações apresentadas nessa Nota Técnica estarão no PRORET variante “A”.



III.1. ALTERAÇÕES NO SUBMÓDULO 2.1 – PROCEDIMENTOS GERAIS.

III.1.1 COMPOSIÇÃO DA RECEITA 13. A Receita Requerida é composta pela soma da Parcela A e da Parcela B.

𝑹𝑹 = 𝑽𝑷𝑨 + 𝑽𝑷𝑩

onde: RR: Receita Requerida; VPA: Valor da Parcela A, parcela que incorpora os custos relacionados às atividades de transmissão e geração de energia elétrica, inclusive a geração própria, os encargos setoriais, e as receitas irrecuperáveis; e VPB: Valor da Parcela B, parcela que incorpora os custos típicos da atividade de distribuição e de gestão comercial dos clientes.

III.1.2 VALOR DA PARCELA A

14. A Parcela A é composta pela soma dos componentes abaixo:

𝑽𝑷𝑨 = 𝑪𝑬 + 𝑪𝑻 + 𝑬𝑺 + 𝑹𝑰

onde: VPA: Valor de Parcela A; CE: Custo de aquisição de energia elétrica e geração própria; CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica; e RI: Receitas Irrecuperáveis.

15. Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão descritos nos Submódulos 2.2A, 3.2A, 3.3A e 3.4A do PRORET. III.1.3 – VALOR DA PARCELA B 16. O Valor da Parcela B (VPB) será calculado no processo de revisão tarifária conforme equação abaixo:

𝑽𝑷𝑩 = (𝑪𝑨𝑶𝑴 + 𝑪𝑨𝑨) ∙ (𝟏 − 𝑷𝒎 − 𝑴𝑰𝑸) − 𝑶𝑹 – 𝑼𝑫 – 𝑬𝑹

onde: CAOM: Custo de Administração, Operação e Manutenção; CAA: Custo Anual dos Ativos;

𝑃𝑚: Fator de Ajuste de Mercado;

𝑀𝐼𝑄: Mecanismo de Incentivo á Melhoria da Qualidade; 𝑂𝑅: Outras Receitas;



𝑈𝐷: Receita obtida com Ultrapassagem de Demanda; e

𝐸𝑅: Receita obtida com Excedente Reativo

17. Os valores de Outras Receitas – OR serão calculados conforme Submódulo 2.7A do PRORET. 18. Os valores de Ultrapassagem de Demanda – UD e Excedente Reativo – ER serão calculados conforme seção 3.4 do Submódulo 2.1A do PRORET . 19. O Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) é composto pelos Custos Operacionais, definidos pela metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 2.2A do PRORET. III.1.4 – ULTRAPASSAGEM DE DEMANDA E EXCEDENTE DE REATIVO

20. Define-se como Data Referência de Alteração Contratual a data de assinatura do termo aditivo ao contrato de concessão, nos termos do Despacho nº 2.194/2016, ou a data de publicação deste PRORET, o que ocorrer por último. A partir Data Referência de Alteração Contratual, cessa o registro das receitas UD e ER como Obrigações Especiais

21. Para as empresas que ainda passarão pela primeira revisão após a 3ªRTP, as receitas de UD e ER registradas como Obrigações Especiais até a Data Referência de Alteração Contratual serão consideradas como redutor da base de remuneração regulatória na próxima revisão. 22. Para as empresas que já passaram pela primeira revisão após a 3ªRTP, o saldo acumulado de receitas de UD e ER registrado em conta específica de Obrigações Especiais até a Data Referência de Alteração Contratual será subtraído da Parcela B apenas na segunda revisão após a 3ªRTP, conforme regra definida na seção 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET. 23. No primeiro processo tarifário subsequente a Data Referência de Alteração Contratual deverão ser considerados os valores faturados de UD e ER entre esta Data Referência e a data do processo tarifário como redutores da Parcela B, sem prejuízo dos procedimentos descritos nos parágrafos 35 ou 36 do Submódulo 2.1A do PRORET.

24. Os valores faturados de UD e ER a partir da Data Referência de Alteração Contratual passam a ser atualizados mês a mês pelo IPCA (Índice de Preços ao Consumidor Amplo), ou outro índice econômico que venha a substituí-lo. 25. Nos processos tarifários deverão se considerar os valores faturados de UD e ER do período de referência como redutores da Parcela B. 26. A receita de que trata este tópico é líquida dos tributos incidentes, do percentual regulatório de 3,5% da receita, referente a ultrapassagens de demanda na rede de transmissão, e das receitas irrecuperáveis, aplicando-se o percentual regulatório associado à classe de consumo industrial, conforme Submódulo 2.2A – Custos Operacionais.



III.2. ALTERAÇÕES NO SUBMÓDULO 2.2 – CUSTOS OPERACIONAIS E RECEITAS IRRECUPERÁVEIS.

III.2.1 METODOLOGIA DE RECEITAS IRRECUPERÁVEIS 27. O valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado nos processos de revisão e reajuste tarifários das empresas que já passaram pela 4ª revisão tarifária periódica, inclusive, será calculado conforme segue:

𝑉𝑅𝐼 =𝑅𝑅 +𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠+𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝐵𝑎𝑛𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠

(1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)× {∑ (𝜌𝑐 × 𝑅𝐼𝑐)𝐶 }

Onde,

𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis; 𝑅𝑅: receita requerida (Parcela A + Parcela B), sem incluir os valores correspondentes à RI; 𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠: componentes financeiros; Receita de Bandeiras: receita faturada de bandeira tarifária nos últimos 12 meses;

𝜌𝑐 : participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste;

𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatória, relativa à classe C, do grupo ao qual pertence à empresa, conforme tabelas 2 e 3 do Submódulo 2.2A.

28. O valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado nos processos de reajuste tarifário das empresas que não passaram ainda pela 4ª revisão tarifária periódica será calculado conforme segue:

𝑉𝑅𝐼 =𝑅𝑅 +𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠

(1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)× {∑ (𝜌𝑐 × 𝑅𝐼𝑐)𝐶 }

Onde,

𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis; 𝑅𝑅: receita requerida (Parcela A + Parcela B), sem incluir os valores correspondentes à RI; 𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠: componentes financeiros; 𝜌𝑐 : participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste;

𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatória, relativa à classe C, do grupo ao qual pertence à empresa, conforme tabelas 3 e 4 do Submódulo 2.2 Revisão 1.1.

III.2.2. PARCELA DE ENCARGOS SETORIAIS 29. Todas as referências ao cálculo da parcela das receitas irrecuperáveis relativa aos encargos setoriais foram descartados.



III.3. ALTERAÇÕES NO SUBMÓDULO 2.5 – FATOR X

III.3.1 – COMPONENTE DE GANHOS DE PRODUTIVIDADE DA DISTRIBUIÇÃO – Pd

30. O componente Pd é calculado por equação que agrega a mediana da produtividade do segmento de distribuição (PTF), o crescimento médio do mercado faturado e a variação do número de unidades consumidoras da concessionária, conforme a seguir:

𝑃𝑑(𝑖) = 𝑃𝑇𝐹 + 0,14 × (∆𝑀𝑊ℎ(𝑖) − ∆𝑀𝑊ℎ̅̅ ̅̅ ̅̅ ̅̅ ̅) − 0,04 × (∆𝑈𝐶(𝑖) − ∆𝑈𝐶̅̅ ̅̅ ̅̅ )

onde:

PTF: Produtividade média do segmento de distribuição, de 1,53% a.a.;

MWh(i): Variação anual de mercado da concessionária i, entre o processo tarifário em processamento e o processo tarifário anterior;

MWh média: Variação anual média de mercado das distribuidoras, de 4,65% a.a.;

UC(i): Variação anual do número de unidades consumidoras faturadas da concessionária i, entre o processo tarifário em processamento e o processo tarifário anterior; e

UC média: Variação anual média do número de unidades consumidoras, de 3,39% a.a..

31. Para avaliação da variação anual do mercado faturado - MWh média -, os valores de crescimento dos mercados de baixa, de média e de alta tensão são ponderados pela participação de cada faixa de tensão na formação da Parcela B1. Para efeito do Submódulo 2.5A, considera-se: Alta Tensão (AT), o fornecimento em tensões iguais ou superiores a 69 kV; Baixa Tensão (BT), o fornecimento em tensões inferiores a 1 kV; e Média Tensão (MT), o fornecimento em faixa de tensão não definida como AT ou BT. Dessa forma, a variação anual de mercado de cada concessionária será calculada pela seguinte equação:

∆MWh(i) = ln (MWhATt

MWhATt−1

) × πAT + ln (MWhMTt

MWhMTt−1

) × πMT + ln (MWhBTt

MWhBTt−1

) × πBT

onde:

∆𝑀𝑊ℎ(𝑖): Variação anual de mercado da concessionária i, entre o processo tarifário em processamento e o processo tarifário anterior;

𝑀𝑊ℎ𝑋𝑡: Mercado faturado nos doze meses anteriores ao mês da revisão tarifária em processamento

no nível de tensão X (sendo X: Alta Tensão - AT; Média Tensão – MT; ou Baixa Tensão - BT);

𝑀𝑊ℎ𝑋𝑡−1: Mercado faturado nos doze meses anteriores ao mês do processo tarifário anterior no

nível de tensão X (sendo X: Alta Tensão - AT; Média Tensão – MT; ou Baixa Tensão - BT);

𝜋𝑋: Participação do nível de tensão X (sendo X: Alta Tensão - AT; Média Tensão – MT; ou Baixa Tensão - BT) na receita de Parcela B, conforme Anexo I.

1 Os pesos são detalhados no anexo I do Submódulo 2.5A.



𝜋𝑋: Participação do nível de tensão X (sendo X: Alta Tensão - AT; Média Tensão – MT; ou Baixa Tensão - BT) na receita de Parcela B, conforme Anexo I.

32. A variação do número de unidades consumidoras será calculada a partir da seguinte equação:

∆𝑈𝐶(𝑖) = (𝑈𝐶𝑡

𝑈𝐶𝑡−1) − 1

onde:

∆𝑈𝐶(𝑖): Variação anual do número de unidades consumidoras da concessionária i, entre o processo tarifária tarifário em processamento e o processo tarifário anterior;

𝑈𝐶𝑡: Número de unidades consumidoras faturadas no sexto mês anterior ao mês do processo tarifário em processamento; e

𝑈𝐶𝑡−1: Número de unidades consumidoras faturadas no sexto mês anterior ao mês do processo tarifário anterior.

III.3.2 – ATUALIZAÇÃO METODOLÓGICA E APLICAÇÃO 33. O componente Pd, definido conforme no Submódulo 2.5A, será aplicado em cada processo tarifário, porém somente a partir da 1ª revisão tarifária após: 1) a data de assinatura do termo aditivo ao contrato de concessão; ou 2) a data de publicação deste PRORET, o que ocorrer por último. 34. Para as empresas que tenham o termo aditivo assinado e não tenham passado pela 1ª revisão tarifária após o aditivo contratual, o componente Pd a ser aplicado nos reajustes tarifários será aquele definido na última revisão tarifária da concessionária. II.4. ALTERAÇÕES NO SUBMÓDULO 2.7 – OUTRAS RECEITAS III.4.1 – METODOLOGIA DE OUTRAS RECEITAS 35. Os valores apurados de Outras Receitas serão aqueles faturados nos últimos 12 meses (período de referência) anteriores ao mês da data de revisão, respeitando-se os percentuais regulatórios e a segregação de atividades estabelecidos neste Submódulo ou no Submódulo 2.1 (versão 1.2) quando se tratarem das empresas que ainda se situam no 3º ciclo de revisão. 36. Os valores de Outras Receitas faturados deverão ser atualizados pelo IPCA (Índice de Preços ao Consumidor Amplo), ou outro índice econômico que venha a substituí-lo, mês a mês, para a data da revisão tarifária e serão deduzidas da parcela B conforme Submódulos 2.1A e 3.1A. III.5. ALTERAÇÕES NO SUBMÓDULO 3.1 – PROCEDIMENTOS GERAIS 37. Foram retiradas todas as referências à DRA.



III.5.1 – REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL – RTA 38. Constituem os custos relativos à Parcela “A” da receita:

i. compra de energia elétrica em função do “Mercado de Referência”, que inclui o montante de

energia elétrica proveniente dos empreendimentos de geração própria; ii. conexão e uso das instalações de transmissão e distribuição de energia elétrica;

iii. Encargos Setoriais previstos em legislação específica, tais como: Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos - CFURH para fins de geração de energia elétrica, quando aplicável; Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE; Conta de Desenvolvimento Energético - CDE; Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA; Encargo de Serviços do Sistema - ESS; Encargo de Energia de Reserva - EER; Pesquisa e Desenvolvimento - P & D; Programa de Eficiência Energética – PEE; e

iv. Receita Irrecuperável.

III.5.2 – PROCEDIMENTOS GERAIS DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL – RTA III.5.2.1 – PARCELA “A” 39. Para o uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição: montantes faturados de demanda de potência no Período de Referência, observando a Contratação Eficiente, valorados pelas respectivas tarifas econômicas vigentes. 40. Para as Receitas Irrecuperáveis: Soma da Receita Requerida (Parcela A + Parcela B), excetuando a própria Receita Irrecuperável, de todos os itens financeiros e a receita de bandeiras realizada nos últimos 12 meses, incluindo a estes os valores correspondentes aos tributos ICMS, PIS, COFINS e PASEP, e multiplicado por um valor correspondente a um percentual médio de Receitas Irrecuperáveis, conforme fórmula paramétrica definida no submódulo 2.2A do PRORET. III.5.2.2 – PARCELA “B” III.5.2.2.1 – Primeiro Processo Tarifário Após a Data Referência de Alteração Contratual (DR1) 41. Caso o primeiro processo tarifário após a Data Referência de Alteração Contratual seja um processo de reajuste, denominado de DR1, o Valor da Parcela “B” considerando-se as condições vigentes e o Mercado de Referência, (VPB0), e o valor final de aplicação da Parcela “B” na Data do Reajuste em Processamento, (VPB1), são calculados da seguinte forma:

𝑉𝑃𝐵0𝐷𝑅1 = (𝑇𝑈𝑆𝐷𝑓𝑖𝑜 𝐵 𝑣𝑖𝑔𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑥 𝑀𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜 𝑅𝑒𝑓)

𝑉𝑃𝐵1𝐷𝑅1 = 𝑉𝑃𝐵0𝐷𝑅1 𝑥 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝐷𝑅1 𝑥 (𝐼𝑃𝐶𝐴 − 𝑋) − 𝑂𝑅𝐷𝑅1 − 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝐷𝑅1 + 𝑂𝑁𝑆

Onde:



VPB0DR1: Valor da Parcela B, considerando as tarifas de aplicação vigentes e o mercado de referência; TUSD fio B Vigente: Valor vigente econômico correspondente ao componente tarifário do Fio B; Mercado Ref: Mercado de referência composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de potência faturados no Período de Referência; Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária periódica em processamento, quando for o caso; VPB1DR1: Valor da Parcela B econômico na data do reajuste em processamento; Fator DR1 :Fator que ajusta a Receita de Parcela B vigente, retirando os valores de Receita Irrecuperável e incluindo os valores de OR (como proporção dos valores considerados na última revisão tarifária); ORDR1: Valores de Outras Receitas apurados no período de referência, atualizados conforme o submódulo 2.7A;

UD, ERDR1: Valores de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados entre a Data Referência de Alteração Contratual e DR1, atualizados conforme o submódulo 2.1A; ONS2:

Encargo de ONS vigente em DR1.

42. Para fazer os ajustes relacionados acima na Receita Fio B (VPB0), será observada a participação de RI e OR na receita da última revisão tarifária, observando, porém, a aplicação do componente de trajetória T do Fator X, que altera a proporção dos itens de parcela B definida no momento da revisão. Assim, o Fator DR1 é definido como:

𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝐷𝑅1 = 𝑉𝑃𝐵0𝐷𝑅1 + 𝑂𝑅𝑅𝑒𝑣− 𝑅𝐼𝑅𝑒𝑣

𝑉𝑃𝐵0𝐷𝑅1

Onde, VPB0DR1: Valor da Parcela B, considerando as tarifas de aplicação vigentes e o mercado de referência; ORRev e RIRev: Valores de OR e RI, observando a participação considerada na última Revisão Tarifária, após ajustes do componente T do Fator X.

III.5.2.2.2 – Processos Tarifários Subsequentes

43. Para os demais processos de reajustes tarifários, o Valor da Parcela “B” (VPB0), considerando-se as condições vigentes e o Mercado de Referência, e o valor final de aplicação da Parcela “B” (VPB1) na Data do Reajuste em Processamento são calculados conforme a formulação a seguir:

𝑉𝑃𝐵0𝑖 = 𝑇𝑈𝑆𝐷𝑓𝑖𝑜 𝐵 𝑣𝑖𝑔 𝑥 𝑀𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜 𝑅𝑒𝑓

𝑉𝑃𝐵1𝑖 = 𝑉𝑃𝐵0𝑖 𝑥 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏𝑖−1 𝑥 (𝐼𝑃𝐶𝐴 − 𝑋) − 𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖

Onde, VPB0i: Valor da Parcela B, considerando as tarifas de aplicação vigentes e o mercado de referência; TUSD fio B Vigente: Valor vigente econômico correspondente ao componente tarifário do Fio B; Mercado Ref: Mercado de referência composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de potência faturados no Período de Referência; VPB1i: Valor da Parcela B de aplicação na data do reajuste em processamento;

2 No caso de processo de revisão a despesa de ONS será observada nos Custo de Administração, Operação e

Manutenção da própria empresa.



Fator Pbi-1: Fator de recomposição da Parcela B integral, que retira os valores de OR, UD e ER da Receita Fio B que foram contemplados no processo tarifário anterior; e OR, UD, ER: Valores de Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados no período de referência e atualizados conforme o submódulo 2.1A e 2.7A.

44. O Fator Pbi-1 é definido como a razão entre a Parcela B antes dos descontos de OR, UD e ER sobre o valor de Parcela B Final, calculados no processo tarifário anterior. Como o OR, UD e ER são deduzidos da Parcela B, esse fator sempre terá valor maior do que um.

𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏𝑖−1 = 𝑉𝑃𝐵1𝑖−1+ 𝑂𝑅,𝑈𝐷,𝐸𝑅𝑖−1

𝑉𝑃𝐵1𝑖−1

Onde, VPB1i-1: Valor da Parcela B de aplicação, calculada no último processo tarifário; e OR, UD, ERi-1: Valores de Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados no último processo tarifário.

III.5.2.3 – AJUSTES E PREVISÕES DE ITENS DA PARCELA A

III.5.2.3.1 - Ajustes de itens da Parcela A

45. Entende-se o ajuste de itens da Parcela “A” como uma correção de valor, substituindo um valor inadequado por outro melhor, e considerando-o no processo tarifário como item financeiro. No entanto, tais ajustes só seriam possíveis por regulação da ANEEL ou por legislação setorial, não permitindo que pedidos arbitrários de ajustes sejam acatados.

46. Em princípio, todos os itens de Ajustes deverão estar explicitamente listados no submódulo 4.4A do PRORET. Caso haja necessidade de criação de um item de ajuste que não esteja naquele submódulo, os procedimentos de cálculos de ajuste deverão seguir os Princípios Gerais contidos no mesmo submódulo, bem como deverão observar as limitações legais vigentes.

47. Os Ajustes que não estejam no submódulo 4.4A serão analisados no caso concreto. Dessa maneira, não há garantia de que o mesmo procedimento seja aplicado para outros processos tarifários, ainda que a situação e as condições sejam semelhantes.

III.5.2.3.2 - Previsões de itens da Parcela A

48. Entende-se Previsão de itens da Parcela “A” como uma alteração nos valores econômicos baseado numa expectativa de valor futuro, que difere do valor contemplado pelo procedimento ordinário do processo tarifário.

49. As Previsões de itens da Parcela A poderão ser incluídas nos processos tarifários desde que sejam observadas as seguintes condições:

Situações sistêmicas;

De efeito conhecido e quantificável;

Por decisão da Aneel ou por força de legislação.



50. Com vistas a promover a estabilidade regulatória e manter o equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão, é recomendado que esse instrumento seja utilizado apenas em situações que vislumbrem um impacto considerável para as Concessionárias.

51. Também é importante considerar a previsão apenas para situações sistêmicas, a fim de evitar que haja desequilíbrio no tratamento regulatório entre as Concessionárias e seja garantido o tratamento equânime entre elas. 52. Também entende-se que, por questão de assimetria de informação, a previsão não deve ser decorrente de solicitação das concessionárias, e sim de alterações de custos regulatórios por decisões da ANEEL ou da legislação do setor elétrico, sobre um evento futuro. 53. Apenas em situações excepcionais, como o surgimento de um novo item de custo com impacto significativo, o caso específico de uma empresa poderá ser considerado. 54. Não será acatado pedido de Previsão justificado pelo aumento de demanda do mercado em atendimento.

III.6. ALTERAÇÕES NO SUBMÓDULO 3.2 – CUSTOS DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA

55. Foram retiradas todas as referências à DRA. III.6.1 – PERDAS REGULATÓRIAS DE ENERGIA 56. Denominam-se perdas de energia o somatório das perdas elétricas no sistema de distribuição, as quais se dividem em perdas técnicas e não técnicas, das perdas na Rede Básica, e das Perdas nas Demais Instalações de Transmissão de uso compartilhado (DITc), conforme definições a seguir (...):

Perdas nas Demais Instalações de Transmissão compartilhadas (DITc): Montante de energia dissipada nas Demais Instalações de uso compartilhado em decorrência das leis da Física relativas aos processos de transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica.

III.6.1.1 – CÁLCULO DAS PERDAS

57. Para o repasse das perdas de energia nos processos tarifários das distribuidoras, as perdas regulatórias serão calculadas conforme as equações descritas a seguir:

𝑃𝑅𝑇 = 𝑃𝑅𝐵 + 𝑃𝑇 + 𝑃𝑁𝑇 + 𝑃𝐷𝐼𝑇𝑐_𝐶𝑜𝑛𝑡𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑎

onde:



PRB: Perdas regulatórias na rede básica, calculadas para as distribuidoras conectadas na Rede Básica, expressas em MWh; PT: Perdas técnicas regulatórias, expressas em MWh; PNT: Perdas não técnicas regulatórias, expressas em MWh; e 𝑃𝐷𝐼𝑇𝑐_𝐶𝑜𝑛𝑡𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑎: perda na DIT de uso compartilhado calculada conforme equação (20), expressas em MWh.

58. Os componentes das Perdas Regulatórias são calculados conforme abaixo:

𝑃𝑁𝑇 = 𝑀𝐵𝑇 × %𝑃𝑁𝑇

onde:

MBT: Mercado na Baixa Tensão, em MWh, relativo ao período de referência; e %PNT: Percentual de perda não técnica regulatória em relação ao mercado de baixa tensão homologado na revisão tarifária para vigência no reajuste em processamento ou na revisão tarifária.

𝑃𝑇 =%𝑃𝑇 × (𝐸𝑉 + 𝑀𝐿 + 𝑃𝑁𝑇 − 𝑀𝐴1)

(1 − %𝑃𝑇)

onde: %PT: Percentual da perda técnica regulatória em relação à energia injetada homologado na última revisão tarifária para vigência no reajuste em processamento; EV: Energia vendida pela concessionária, no período de referência, para atendimento do mercado cativo, consumo próprio e suprimento às concessionárias e permissionárias de distribuição, em MWh; ML: Mercado de energia registrado pelos consumidores livres, expresso em MWh, no período de referência; e PNT: Perdas não técnicas regulatórias, expressas em MWh, calculada conforme equação (15). MA1: Mercado de energia registrado pelos consumidores cativos e livres conectados no nível de tensão A1 (230 kV ou mais), expresso em MWh, no período de referência.

𝑃𝑅𝐵 = %𝑃𝑅𝐵 × (𝑃𝑇 + 𝑃𝑁𝑇 + 𝑃𝐷𝐼𝑇𝑐_𝐶𝑜𝑛𝑡𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑎 + 𝐸𝑉)

onde: %PRB: percentual de perdas apuradas na Rede Básica; PDITc_Contabilizada: perdas apuradas na DIT de uso compartilhado; PT: Perdas técnicas regulatórias, expressas em MWh; PNT: Perdas não-técnicas regulatórias, expressas em MWh; PDIT: Perdas nas DITc, expressas em MWh; e



EV: Energia vendida pela concessionária, no período de referência, para atendimento do mercado cativo, consumo próprio e suprimento às concessionárias e permissionárias de distribuição, em MWh;

59. Na apuração do percentual regulatório de perdas na Rede Básica serão consideradas as perdas na rede básica contabilizados pela CCEE, conforme equação abaixo:

%𝑃𝑅𝐵 =𝑃𝑅𝐵_𝐶𝑜𝑛𝑡𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑎

𝑃𝑇 + 𝑃𝑁𝑇 + 𝑃𝐷𝐼𝑇𝑐_𝐶𝑜𝑛𝑡𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑎 + 𝐸𝑉

onde: PRB_Contabilizada: perdas apuradas na Rede Básica; PDITc _Contabilizada: perdas apuradas na DIT de uso compartilhado; PT: Perdas técnicas regulatórias, expressas em MWh; PNT: Perdas não-técnicas regulatórias, expressas em MWh; e EV: Energia vendida pela concessionária, no período de referência, para atendimento do mercado cativo, consumo próprio e suprimento às concessionárias e permissionárias de distribuição, em MWh;

III.7 ALTERAÇÕES NO SUBMÓDULO 3.3 – CUSTOS DE TRANSMISSÃO 60. Foram retiradas todas as referências à DRA. III.7.1 – CUSTOS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA 61. Os custos com conexão das instalações e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição somente serão repassados aos consumidores no processo tarifário da distribuidora acessante a partir da efetiva utilização do serviço, embora seu pagamento seja devido à respectiva transmissora ou distribuidora acessada desde a disponibilização do ativo. 62. Os montantes de Contratação Eficiente que deverão ser observados na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e distribuição devem obedecer, respectivamente, os termos da Resolução Normativa nº 666/2015 e da Resolução Normativa nº 506/2012 e alterações supervenientes.

III.7.2 – CUSTOS RELATIVOS AO USO DOS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO 63. Os custos de transmissão serão calculados observando a Contratação Eficiente, que é definido como o montante faturado que esteja entre o intervalo de 100% até 110% do MUST contratado. Caso o montante utilizado seja inferior de 100% do contratado, será considerado o valor contratado para o cálculo tarifário. Caso o montante utilizado seja superior ao valor contratado será considerado o valor faturado até o limite de 110% do valor contratado. 64. Os valores dos montantes faturados serão informados pelo ONS.



65. Os MUST contratados serão obtidos do Sistema de Acompanhamento de Contratos de Transmissão – SACT do ONS e analisados pela Superintendência de Gestão Tarifária - SGT. Serão considerados os contratos e seus respectivos aditivos a partir do mês de sua assinatura, considerando o período de referência da distribuidora, desconsiderando-se os efeitos retroativos. Os ativos de transmissão que não entraram em operação comercial não serão considerados no cálculo dos custos de transmissão. 66. O encargo de uso do sistema de transmissão (EUST) é calculado conforme equação abaixo:

𝐸𝑈𝑆𝑇𝑟 = ∑ [𝑀𝑈𝑆𝑇𝐹𝑃−𝑝 × (𝑇𝑈𝑆𝑇𝐹𝑃−𝑅𝐵𝑝𝑟+ 𝑇𝑈𝑆𝑇𝐹𝑃− 𝐹𝑅𝑝𝑟

) + 𝑀𝑈𝑆𝑇𝑃−𝑝 × (𝑇𝑈𝑆𝑇𝑃−𝑅𝐵𝑝𝑟+ 𝑇𝑈𝑆𝑇𝑃−𝐹𝑅𝑝𝑟

)]

𝑝

1

onde: EUSTr : encargo de uso do sistema de transmissão para a data de reajuste r;

MUSTFP-p: montante de uso do sistema de transmissão no horário Fora de Ponta para o ponto de conexão p no período de referência do processo tarifário, observando a Contratação Eficiente, em MW; MUSTP-p: montante de uso do sistema de transmissão no horário de Ponta para o ponto de conexão p no período de referência do processo tarifário, observando a Contratação Eficiente, em MW; TUSTFP-RBpr: tarifa no horário Fora de Ponta para a Rede Básica no ponto de conexão p vigente na data de reajuste r, em R$/MW, homologada pela ANEEL; TUSTFP-FRpr: tarifa no horário Fora de Ponta para a Rede Básica de Fronteira no ponto de conexão p vigente na data de reajuste r, em R$/MW, homologada pela ANEEL;

TUSTP-RBpr: tarifa no horário de Ponta para Rede Básica no ponto de conexão p vigente na data de reajuste r,

em R$/MW, homologada pela ANEEL; TUSTP-FRpr: tarifa no horário de Ponta para Rede Básica de Fronteira no ponto de conexão p vigente na data de reajuste r, em R$/MW, homologada pela ANEEL; e p: pontos de conexão contratados conforme CUST.

III.7.3 – CUSTOS RELATIVOS À CONEXÃO AO SISTEMA DE TRANSMISSÃO 67. Havendo parcela de ajuste de conexão (PAconexão) homologada pela SGT, esse valor, desde que passível de repasse às tarifas da distribuidora, será atualizado para a data do reajuste em processamento e incorporado ao custo de conexão anual (CCA), para fins de definição da cobertura tarifária final.

68. Além da parcela de ajuste de conexão, os valores pagos pelas distribuidoras para as transmissoras, referentes aos ativos de conexão com RAP pré-definida que entraram em operação dentro do período de referência, também serão considerados na definição da cobertura tarifária final. Esses valores serão avaliados pela SGT baseados nos valores apurados e atualizados para a data do reajuste em processamento, conforme o índice estabelecido no contrato de concessão de transmissão.

69. Os valores da parcelas de ajuste de conexão, bem como os valores pagos pelas distribuidoras para as transmissoras, se reconhecidos, serão repassados como um componente de natureza econômica, alterando a orientação dada pela Nota Técnica no 294/2016–SGT/SRMANEEL. III.7.4 – CUSTOS RELATIVOS AO USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO



70. Os custos relativos ao uso dos sistemas de distribuição serão calculados observando a Contratação Eficiente, que é definido como o montante faturado que esteja entre o intervalo de 100% até 110% do MUST contratado. Caso o montante faturado seja inferior ao contratado, será considerado o valor contratado para o cálculo tarifário. Caso o montante utilizado seja superior ao contratado será considerado o valor faturado até o limite de 110% do valor contratado.

71. Os montantes contratados e faturados do CUSD estão sujeitos à análise e validação conforme metodologia de contratação definida pela ANEEL.

III.8. ALTERAÇÕES NO SUBMÓDULO 3.4 – ENCARGOS SETORIAIS

72. Foram retiradas todas as referências à DRA. 73. Foram retiradas todas as referências ao encargo de contribuição ONS

III.9. ALTERAÇÕES NO SUBMÓDULO 4.2 – CONTA DE COMPENSAÇÃO DE VARIAÇÃO DE VALORES DE ITENS DA PARCELA “A”

III.9.1. APLICAÇÃO DO MÉTODO 2 – REDE BÁSICA

74. Os montantes de uso pertencentes à Rede Básica são os valores faturados pelas distribuidoras, observando a Contratação Eficiente conforme definida o submódulo 3.3A do PRORET, por meio da celebração de contratos de uso do sistema de transmissão (CUST) com o Operador Nacional do Sistema - ONS. 75. Para fins de apuração da CVA, em relação ao MUST, empregam-se os dados apurados e analisados pela Superintendência de Gestão Tarifária – SGT recebidos do ONS.

III.10. ALTERAÇÕES NO SUBMÓDULO 4.4 – DEMAIS COMPONENTES FINANCEIROS

III.10.1. LISTAGEM DOS DEMAIS COMPONENTES FINANCEIROS

76. Serão considerados como DCF os seguintes itens:

i. Garantias financeiras de CCEARs; ii. Penalidade por descumprimento da meta de Universalização; iii. Compensação por violação de limites de continuidade; iv. Neutralidade da Parcela A; v. Descasamento da TUSD Geração; vi. Descasamento da TUSD Distribuição; vii. Descasamento das tarifas de permissionárias; viii. Recálculo de processo tarifário anterior; ix. Suprimento fora da faixa de tolerância; e x. Acordo Bilateral de CCEAR.



III.10.2. NEUTRALIDADE DA PARCELA A

III.10.2.1 DEFINIÇÃO

77. Este DCF é resultante das condições definidas pela Lei nº 12.783/2013 e pelo aditivo contratual aprovado pelo Despacho nº 2.194/2016, que estendem a neutralidade dos Encargos Setoriais para toda a Parcela “A”. 78. Os itens da Parcela “A” são: custo de aquisição de energia, custo de transporte de energia, encargos setoriais e Receitas Irrecuperáveis. 79. A Neutralidade da Parcela A é calculada com relação à variação de mercado no período de referência, consideradas as diferenças mensais entre os valores faturados de cada item da Parcela A e os respectivos valores contemplados no reajuste ou revisão tarifária anterior. 80. A Neutralidade dos itens da Parcela A será subdividida em duas categorias:

i. Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza fixa; ii. Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza variável;

81. Os itens da Parcela A com Neutralidade de natureza fixa são: Encargos Setoriais e Encargos de Conexão. 82. Os itens da Parcela A com Neutralidade de natureza variável são: Custo de Aquisição de Energia, Encargos de Uso de Transmissão/Distribuição, Transporte de Itaipu e Receitas Irrecuperáveis.

83. A Neutralidade do Transporte de Itaipu será calculado considerando que ela possui natureza variável, alterando a orientação dada pela Nota Técnica no 294/2016–SGT/SRMANEEL. 84. O cálculo da Neutralidade dos itens de natureza fixa será padronizado e todos os componentes terão a mesma equação, conforme metodologia definida. 85. O cálculo da Neutralidade dos itens de natureza variável considerará as especificidades de cada componente, conforme metodologia definida. 86. Para todos os itens de Neutralidade, os valores faturados serão o resultado da multiplicação entre o Mercado de Referência e o componente tarifário correspondente à Neutralidade calculada, de natureza econômica, sem os descontos aplicados.

III.10.2.2. METODOLOGIA DE CÁLCULO – NATUREZA FIXA

87. A Neutralidade dos Itens de Cobertura Tarifária de natureza fixa do mês m é calculada, para o período de referência, conforme fórmula abaixo:



𝑁𝑒𝑢𝑡𝑟𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒𝑓𝑖𝑥𝑎,𝑖,𝑚 = (𝐶𝑇𝑖𝑥𝐹𝐴𝑇𝑚

𝑖

∑ 𝐹𝐴𝑇𝑚𝑖

𝑚∈𝑀

− 𝐹𝐴𝑇𝑚𝑖 )

onde:

𝑁𝑒𝑢𝑡𝑟𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒𝑓𝑖𝑥𝑎,𝑖,𝑚: Neutralidade da do item “i” da Parcela “A” com natureza fixa do mês m, em

unidades monetárias ;

𝐹𝐴𝑇𝑚𝑖 : Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao item “i” da Parcela

“A” com natureza fixa, “i”, estabelecida pelo processo tarifário anterior, ao Mercado de Referência, conforme submódulo 7.3, no mês de competência m;

𝐶𝑇𝑖– Valor considerado no processo tarifário anterior a título de cobertura tarifária do item “i” da Parcela “A” com natureza fixa;

𝑀: período de referência, correspondente aos dozes meses anteriores ao reajuste ou revisão tarifária.

III.10.2.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO – AQUISIÇÃO DE ENERGIA

A Neutralidade do Custo de Aquisição de energia do mês m é calculada conforme a fórmula abaixo:

𝑁𝑒𝑢𝑡𝑟𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎,𝑚 = (𝐸𝑅𝐴−1,𝑚𝑥 𝑇𝑀𝐴−1 − 𝐹𝐴𝑇𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎,𝑚)

Onde:

𝐸𝑅𝐴−1,𝑚: Energia requerida considerando o mercado de fornecimento e suprimento do mês m do

periodo de referência, aplicando os parâmetros de perda regulatória do processo anterior;

𝑇𝑀𝐴−1: Tarifa média de repasse do processo anterior; e

𝐹𝐴𝑇𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎,𝑚: Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao Custo de

Aquisição de Energia, Perda Técnica, Perda não Técnica, Perda de RB sobre o mercado Cativo, Perda de RB sobre o Mercado de Referência para o mês m.

III.10.2.4. METODOLOGIA DE CÁLCULO – USO DOS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO

88. A Neutralidade do Uso dos Sistemas de Transmissão incorpora, além da EUST propriamente dita, os Encargo de Uso associado a TUSDg e o MUST Itaipu.

89. A Neutralidade do Uso dos Sistemas de Transmissão e/ou Distribuição do mês m é calculada conforme a fórmula abaixo:

𝑁𝑒𝑢𝑡𝑟𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒𝑟𝑏,𝑚 = (𝑇𝑀𝑅𝐵𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎 𝑥 𝑀𝑊𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎,𝑚 + 𝑇𝑀𝑅𝐵𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎 𝑥 𝑀𝑊𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎,𝑚 − 𝐹𝐴𝑇𝑟𝑏,𝑚)

Onde

𝑇𝑀𝑅𝐵𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎, 𝑇𝑀𝑅𝐵𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎: Tarifa média de Cobertura Tarifária de Rede Básica, respectivamente

no posto de ponta e fora de ponta, aplicável ao período de referência, expressa em R$/kW.mês e determinada no processo tarifário anterior ao do cálculo da Neutralidade;



𝑀𝑊𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎,𝑚, 𝑀𝑊𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎,𝑚: Montante faturado de EUST respectivamente no posto de ponta e fora

de ponta, respeitando a contratação eficiente, do mês m do período de referência; e 𝐹𝐴𝑇𝑟𝑏,𝑚: Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao EUST Nodal,

EUST Fronteira, EUST Itaipu, TUSDg RB e TUSDg ONS ao Mercado de Referência no mês m.

90. A 𝑇𝑀𝑅𝐵𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎 e a 𝑇𝑀𝑅𝐵𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎 são calculadas conforme a equações 15 e 16 do

submódulo 4.2A do PRORET.

III.10.2.5. METODOLOGIA DE CÁLCULO – USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO

91. A Neutralidade do Uso dos Sistemas de Distribuição do mês m é calculada conforme a fórmula abaixo:

𝑁𝑒𝑢𝑡𝑟𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒𝐸𝑈𝑆𝐷,𝑚 = ∑ ∑ (𝑇𝑈𝑆𝐷𝑑,𝑡,𝑝 𝑥 𝑀𝑊𝑑,𝑡,𝑝,𝑚 + 𝑇𝑈𝑆𝐷𝑑,𝑡,𝑓𝑝 𝑥 𝑀𝑊𝑑,𝑡,𝑓𝑝,𝑚 +𝑡 ∈𝑇𝑑∈𝐷

𝑇𝑈𝑆𝐷𝑑,𝑡,𝑀𝑊ℎ 𝑥 𝐸𝐴𝐶𝑈𝑆𝐷𝑑,𝑡,𝑀𝑊ℎ) − 𝐹𝐴𝑇𝐸𝑈𝑆𝐷,𝑚

Onde:

𝑇𝑈𝑆𝐷𝑑,𝑡,𝑝 , 𝑇𝑈𝑆𝐷𝑑,𝑡,𝑓𝑝: A tarifa EUSD aplicável para a contratação para a distribuidora d,

no período de referência, para o nível de tensão t no período de ponta e fora de ponta, respectivamente;

𝑀𝑊𝑑,𝑡,𝑝,𝑚 , 𝑀𝑊𝑑,𝑡,𝑓𝑝,𝑚: Montante faturado de EUSD com a distribuidora d, no mês m do

período de referência, no nível de tensão t no período de ponta e fora de ponta, respectivamente, observando a contração eficiente, 𝑇𝑈𝑆𝐷𝑑,𝑡,𝑀𝑊ℎ e 𝐸𝐴𝐶𝑈𝑆𝐷𝑑,𝑡,𝑀𝑊ℎ,𝑚: A tarifa EUSD de energia aplicável para a distribuidora

d, no mês m do período de referência, no nível de tensão t e a Energia em MWh associada com a mesma; e

𝐹𝐴𝑇𝐸𝑈𝑆𝐷,𝑚: Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao EUSD

ao Mercado de Referência no mês m.

III.10.2.6. METODOLOGIA DE CÁLCULO – TRANSPORTE DE ITAIPU

92. A Neutralidade de Transporte de Itaipu do mês m é calculada conforme a fórmula abaixo:

a) 𝑁𝑒𝑢𝑡𝑟𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒𝑇𝑟. 𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢,𝑚 = 𝐷. 𝐼.𝑚 𝑥 𝑇𝑇𝐼𝐴−1 − 𝐹𝑎𝑡𝑇𝑟.𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢,𝑚

Onde:

D. I.m: Demanda de Itaipu correspondente ao mês m, homologadas pela ANEEL; 𝑇𝑇𝐼𝐴−1: Tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional considerada no último processo tarifário;

𝐹𝑎𝑡𝑇𝑟.𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢,𝑚: Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao

transporte de Itaipu aplicado ao mercado de referência no mês m;



III.10.2.7. METODOLOGIA DE CÁLCULO – RECEITA IRRECUPERÁVEL

93. A Neutralidade de Receita Irrecuperável do mês m é calculada conforme a fórmula abaixo:

𝑁𝑒𝑢𝑡𝑟𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒𝑅𝐼,𝑚 =𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝑅𝑒𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑎𝑚 + 𝑅𝑒𝑐. 𝑑𝑒 𝐵𝑎𝑛𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠𝑚

(1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)× {∑ (𝜌𝑐 × 𝑅𝐼𝑐)𝐶 } − 𝐹𝑎𝑡𝑅𝐼,𝑚

Onde:

𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝑅𝑒𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑎𝑚: Receita auferida no mês m do período de referência, calculada aplicando a tarifa de aplicação (incluindo financeiros) ao mercado de referência, sem considerar os eventuais descontos tarifários;

𝑅𝑒𝑐. 𝑑𝑒 𝐵𝑎𝑛𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠𝑚: a receita proveniente das bandeiras tarifárias no mês m, aplicável somente para as Concessões que já passaram pela primeira revisão após o 3º ciclo; FATRI,m: Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente à Receita Irrecuperável aplicado ao mercado de referência no mês m;

94. 𝜌𝑐: participação da classe de consumo C na receita total verificada no período de referência; e

95. 𝑅𝐼𝒄: percentual de receitas irrecuperáveis regulatória, relativa à classe C, do grupo ao qual pertence à empresa.

96. O RI𝐜 será o mesmo percentual empregado para calcular a Receita Irrecuperável no processo anterior, que deverá por sua vez observar a metodologia vigente de cálculo da Receita Irrecuperável.

III.11. ALTERAÇÕES NO SUBMÓDULO 7.1 – ESTRUTURA TARIFÁRIA DAS CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO

III.11.1. COMPOSIÇÃO DA TARIFA DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO – TUSD

97. As funções de custos da TUSD são formadas de acordo com os seguintes componentes tarifários (...):

III. TUSD PERDAS – parcela da TUSD que recupera os custos regulatórios com: a. Perdas técnicas do sistema da distribuidora; b. Perdas não técnicas; e, c. Perdas na Rede Básica devido às perdas regulatórias da distribuidora. d. Receitas Irrecuperáveis.

III.12. ALTERAÇÕES NO SUBMÓDULO 7.2 – TARIFAS DE REFERÊNCIA

III.12.1. TARIFAS DE REFERÊNCIA PERDAS NÃO TÉCNICAS E RECEITAS IRRECUPERÁVEIS



98. As Tarifas de Referência para Perdas Não Técnicas e Receitas Irrecuperáveis são calculadas da seguinte forma:

𝑇𝑅_𝑃𝑁𝑇/𝑅𝐼𝑘 =𝐸𝑈𝑆𝐷𝑘(𝑅$)

∑ 𝐸𝑈𝑆𝐷𝑘𝑖𝑘 (𝑅$)

.1

𝑀𝐸𝑘. 𝐶𝑈𝑆𝑇𝑂_𝑃𝑁𝑇/𝑅𝐼

onde:

𝑇𝑅_𝑃𝑁𝑇/𝑅𝐼𝑘: tarifa de referência de perdas não técnicas ou de receitas irrecuperáveis do subgrupo k;

𝐸𝑈𝑆𝐷𝑘(𝑅$): receita obtida pelo Mercado de Referência das unidades consumidoras e as funções de custo e componentes tarifárias da TUSD: Transporte, Encargos, Perdas Técnicas e Perdas na Rede Básica associadas a perdas na Distribuição;

𝐶𝑈𝑆𝑇𝑂_𝑃𝑁𝑇/𝑅𝐼: custo regulatório de perdas não técnicas ou de receitas irrecuperáveis;

𝑀𝐸𝑘 : Mercado de Referência de energia em MWh das unidades consumidoras do subgrupo k. IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 99. A regulamentação proposta é competência da ANEEL conforme estabelece o art. 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com a redação dada pelo art. 9° da Lei n° 10.848, de 15 de julho de 2004, e o inciso X do art. 4º do Anexo I do Decreto n.º 2.335, de 06 de outubro de 1997. V. DA CONCLUSÃO 100. Pelo exposto, entende-se que a proposta apresentada nesta Nota Técnica atende o objetivo de detalhar as alterações necessárias no PRORET para a operacionalização dos Reajustes Tarifários Anuais e das Revisões Tarifárias Periódicas das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica, conforme o novo aditivo contratual e conforme descrito na Nota Técnica no 294/2016–SGT/SRM/ANEEL.



VI. DA RECOMENDAÇÃO

101. Recomenda-se a inclusão dessa Nota Técnica e dos PRORETs alterados para a Audiência Pública nº58/2016 para discutir a proposta que define os procedimentos gerais e os critérios a serem utilizados no cálculo do Reajuste Tarifário Anual ou da Revisão Tarifária Ordinária das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica que tiveram suas concessões prorrogadas nos termos do Decreto nº 8.461/15, ou que assinarem o termo aditivo ao contrato de concessão, conforme proposta aprovada na Audiência Pública nº 29/2016.

ALEXANDRE KENJI TSUCHIYA

Especialista em Regulação SGT

CLAUDIO ELIAS CARVALHO Assessor

SGT

THIAGO ROBERTO MAGALHÃES VELOSO Especialista em Regulação

SGT

CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES Especialista em Regulação

SGT

ROBSON KUHN YATSU Especialista em Regulação

SGT

FELIPE PEREIRA Especialista em Regulação

SRM

HERMANO DUMONT VERONESE Especialista em Regulação

SRM

VICTOR QUEIROZ OLIVEIRA Especialista em Regulação

SRM

De Acordo:

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Gestão Tarifária

JÚLIO CÉSAR REZENDE FERRAZ Superintendente de Regulação Econômica e Estudos de Mercado

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Nota Técnica Principal - Agência Nacional de Energia ... · Pela decisão da Diretoria da ANEEL as concessionárias que não passaram pelo processo de renovação dos contratos