NT 116 Estrutura Tarifária AP ELEKTRO€¦ · 22. A tabela 5 apresenta os valores das Bandeiras Tarifárias. Elas serão somadas à TE, e, portanto, resultarão em percepções distintas

S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E REGULAÇÃO ECONÔMICA

S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO

Nota Técnica nº 116/2012-SRE-SRD/ANEEL Brasília, 04 de maio de 2012

T E R C E I R O C I C L O D E R E V I S Õ E S T A R I F Á R I A S D A S C O N C E S S I O N Á R I A S D E

D I S T R I B U I Ç Ã O D E E N E R G I A E L É T R I C A

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . E S T R U T U R A T A R I F Á R I A

E l e k t r o E l e t r i c i d a d e e S e r v i ç o s S / A - E L E K T R O

AUDIÊNCIA PÚBLICA

Agência Nacional de Energia Elétrica Superintendência de Regulação Econômica SGAN 603 / Módulo “I” – 1º andar CEP: 70830-030 – Brasília – DF Tel: + 55 61 2192-8695 Fax: + 55 61 2192-8679

ÍNDICE I. OBJETIVO .................................................................................................................................................................................. 1 III. ANÁLISE ................................................................................................................................................................................... 3

III.1 RESULTADOS .................................................................................................................................................................... 3 III.2 DADOS DE ENTRADA ........................................................................................................................................................ 6 III.3 TARIFAS DE REFERÊNCIA - TUSD .................................................................................................................................... 7 III.4 TARIFAS DE REFERÊNCIA - TE ....................................................................................................................................... 18 III.5 MERCADO DE REFERÊNCIA AJUSTADO ........................................................................................................................ 18 III.6 TARIFAS DE APLICAÇÃO................................................................................................................................................. 19 III.7. FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA ................................................................................ 20 III.8. IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES ......................................................................................................................... 21 III.9. TRANSIÇÃO DA APLICAÇÃO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA ............................................................................................ 22 III.10. CÁLCULO DA TUSD PARA CENTRAIS GERADORAS ................................................................................................... 23

IV. FUNDAMENTO LEGAL ........................................................................................................................................................... 23 V. CONCLUSÃO .......................................................................................................................................................................... 23 VI. RECOMENDAÇÃO ................................................................................................................................................................. 25

Nota Técnica no 116/2012–SRE-SRD/ANEEL

Em 04 de maio de 2012.

Processo n.º 48500.003383/2011-24 e 48500.000094/2011-73 Assunto: Cálculo da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD e da Tarifa de Energia – TE da ELEKTRO relativa ao Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas - 3CRTP das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

I. OBJETIVO

Submeter à Audiência Pública - AP a proposta de definição das Tarifas de Referência e Aplicação, provenientes da revisão tarifária da ELEKTRO relativa ao Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas - 3CRTP.

II. DOS FATOS

O Módulo 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET estabelece as metodologias aplicáveis ao 3CRTP e, portanto, fundamenta os cálculos apresentados na presente Nota Técnica. Uma revisão conceitual das metodologias aplicáveis, que vai além do escopo do presente documento, pode ser feita a partir das seguintes referências1:

Resolução Normativa nº 464, de 22 de novembro de 2011; PRORET – Módulo 7:

Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais; Submódulo 7.2 – Tarifas de Referência; Submódulo 7.3 – Tarifas de Aplicação; e

Nota Técnica nº 311/2011-SRE-SRD/ANEEL, de 17 de novembro de 2011 – Proposta Geral.

2. O Contrato de Concessão nº 187/98, que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da ELEKTRO, estabelece o ciclo tarifário da ELEKTRO cuja terceira revisão tarifária periódica deve ocorrer em 27/08/2011. 1 Disponível no endereço eletrônico da ANEEL na internet: http://www.aneel.gov.br/cedoc/bren2011464.pdf

(Fls. 2 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).

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

3. As metodologias aplicáveis ao 3CRTP são definidas nos Módulos 2 e 7 do PRORET que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária. Ambos os módulos foram aprovados em novembro de 2011 por meio das Resoluções Normativas – REN nº 457/2011 e nº 464/2011, respectivamente.

4. Complementarmente, os Módulos 2, 6 e 7 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST regulamentam outras matérias afetas ao cálculo da estrutura tarifária. 5. Devido à extensão das discussões relativas às metodologias para o 3CRTP, não houve tempo hábil para se proceder a revisão tarifária da ELEKTRO na data definida. De acordo com a disciplina estabelecida pela Resolução Normativa nº 433/2011, que veio a ser substituída pela Resolução Normativa nº 471/2011, as tarifas vigentes em 27/08/2011 foram prorrogadas, não tendo o consumidor percebido qualquer movimentação tarifária naquela oportunidade.

6. O cálculo da revisão tarifária da ELEKTRO manterá a data-base de 27/08/2011. A variação de receita decorrente da diferença entre as tarifas efetivamente aplicadas no período de vigência da revisão tarifária e as definidas na homologação dos resultados definitivos, sobre o mercado de referência do reajuste tarifário seguinte, será considerada como componente financeiro nos reajustes seguintes sendo, portanto, a postergação da revisão tarifária neutra para concessionária e consumidores. 7. O Submódulo 10.1 do PRORET define a ordem, as condições de realização, os requisitos de informações e as obrigações periódicas concernentes ao processo de revisão tarifária das concessionárias e permissionárias de energia elétrica.

8. Complementarmente, o Módulo 6 do PRODIST define e detalha o fluxo de parte das informações necessárias para o cálculo da estrutura tarifária. 9. Com base no arcabouço regulatório, os ofícios nº 03/2011-SRD/ANEEL, de 10 de janeiro de 2011, e nº 02/2011-SRE/ANEEL, de 17 de janeiro de 2012, orientaram a forma de envio dos dados pela ELEKTRO.

10. Por meio das correspondências CT/R/080/2011, CT/R/089/2011, CT/R/135/2011 e CT/R/172/2011 a ELEKTRO encaminhou os dados solicitados no Ofício nº 03/2011-SRD/ANEEL e pela correspondência CT/R/055/2012 encaminhou os dados solicitados no Ofício nº 02/2012.

11. A Resolução Normativa nº 464 de 22 de novembro de 2011 aprovou o Módulo 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, que trata da estrutura tarifária das concessionárias de distribuição.

12. Em 07 de dezembro de 2011, por meio do Ofício nº 299/2011, foram solicitados novamente os dados referentes à Campanha de Medidas, Perdas de Energia, Custos Médios e consumidores A1, já contemplando as mudanças da metodologia. 13. A ELEKTRO protocolou os dados na ANEEL por meio das correspondências:



Dados da Campanha de Medidas, Custo Médio e Consumidores A1: CT/R/048/2012, CT/R/076/2012 e CT/R/090/2012; e Proposta de Flexibilização: CT/R/048/2012 e CT/R/096/2012.

14. Os dados de mercado foram obtidos por meio do Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP sendo o controle de atualização dos dados feito no próprio aplicativo. 15. Na análise dos dados verificou-se que os custos unitários médios informados pela ELEKTRO não foram calculados conforme o regulamentado no Módulo 6 do PRODIST e orientações constantes no Ofício nº 299/2011. Portanto, esses dados deverão ser corrigidos durante o processo de Audiência Pública.

16. Os demais dados, como os custos regulatórios considerados na construção das tarifas são resultados do processo de definição do nível tarifário cujo processo e resultados estão detalhados na Nota Técnica nº 109/2012-SRE/ANEEL de 02 de maio de 2012. 17. Após a descrição dos fatos passa-se à análise. A Seção seguinte inicia-se com a apresentação do impacto tarifário a ser percebido pelos consumidores. Posteriormente, demonstram-se os dados de entrada para a construção das tarifas bem como o cálculo das tarifas de Referência e de Aplicação, além do mercado de referência ajustado. Por fim, são apresentados os parâmetros flexibilizados para o cálculo da estrutura tarifária, impactos tarifários relevantes e possível transição para aplicação das novas tarifas. III. ANÁLISE III.1 RESULTADOS 18. O resultado da revisão tarifária submetido à Audiência Pública da ELEKTRO resultará no efeito médio a ser percebido por subgrupo tarifário, conforme tabela 1.

Tabela 1 – Efeito médio por Subgrupo Tarifário

Subgrupo/Classe Efeito Médio (%)

EFEITO MÉDIO PARA o Grupo A ( 2,3 kV) -6,93%

A2 (88 kV a 138 kV) -17,76% A3 (69 kV) -8,34% A3a (30 kV a 44 kV) -2,13% A4 (2,4 a 25 kV) -3,00% EFEITO MÉDIO PARA o Grupo B (≤ 2,3 kV) -5,67% B1 (Baixa Tensão – Residencial e Baixa Renda) -7,78% B2 (Baixa Tensão - Rural) -2,04% B3 (Baixa Tensão – Demais Classes) -1,86%



Subgrupo/Classe Efeito Médio (%)

B4 (Baixa Tensão – Iluminação Pública) -3,80% 19. A tabela 2 demonstra os efeitos médios percebidos pelos consumidores cativos do grupo A nas modalidades tarifárias Azul, Verde e Convencional.

Tabela 2 – Efeito Médio por Subgrupo Tarifário e Modalidade do Grupo A Subgrupo Modalidade Efeito Médio (%)

A2 (88 kV a 138 kV) Azul -22,04% A3 (69 kV) Azul -27,22%

A3a (30 kV a 44 kV) Azul -3,00%

Verde -1,03% Convencional -5,09%

A4 (2,4 a 25 kV) Azul -1,61%

Verde -2,46% Convencional -5,97%

20. A tabela 3 demonstra os efeitos médios segregados em TUSD e TE por subgrupo e modalidade dos Grupos A e B.

Tabela 3 – Efeito Médio TUSD e TE por Subgrupo Tarifário e Modalidade

Subgrupo Modalidade Tarifa Efeito Médio (%)

A2 (88 kV a 138 kV) Azul TUSD -27,90% TE -1,36%

A3 (69 kV) Azul TUSD -37,14% TE 2,85%

A3a (30 kV a 44 kV)

Azul TUSD -4,02% TE -2,25%

Verde TUSD 3,29% TE -2,25%

Convencional TUSD -7,00% TE -2,03%

A4 (2,4 a 25 kV)

Azul TUSD -2,28% TE -1,38%

Verde TUSD -3,79% TE -1,38%

Convencional TUSD -8,26% TE -2,03%

B1 (< 2,3 kV - Residencial) Convencional TUSD -10,50% TE -2,03%

B2 (< 2,3 kV - Rural) Convencional TUSD -4,92%



Subgrupo Modalidade Tarifa Efeito Médio (%)

TE 4,08% B3 (< 2,3 kV – Demais Classes) Convencional TUSD -4,74%

TE 4,27% B4 (< 2,3 kV – Iluminação Pública) Convencional TUSD -6,63%

TE 2,22% 21. A tabela 4 apresenta as tarifas e as relações entre as tarifas das modalidades convencional e horária Branca para o Grupo B para os subgrupos que existe a opção de escolha do consumidor.

Tabela 4 – Valores das Tarifas por modalidade - Grupo B

Tarifa

Convencional Branca Variação R$/MWh R$/MWh %

B1 (< 2,3 kV - Residencial)

Ponta 337,50 640,35 89,73% Intermediário 337,50 407,09 20,62% Fora Ponta 337,50 241,37 -28,48%

B2 (< 2,3 kV - Rural)


B3 (< 2,3 kV – Demais Classes)


22. A tabela 5 apresenta os valores das Bandeiras Tarifárias. Elas serão somadas à TE, e, portanto, resultarão em percepções distintas de acordo com o subgrupo e modalidade tarifária devido a variação de valores da TUSD e da própria TE. 23. Cabe observar que as bandeiras serão aplicadas, a título educacional no ano de 2013, não alterando a fatura dos consumidores. Somente em 2014 elas serão aplicadas aos consumidores.

Tabela 5 – Valores das Bandeiras Tarifárias

Valor da Bandeira (R$/MWh) Verde Amarela Vermelha

0 15,00 30,00

24. A tabela 6 demonstra os efeitos médios da TUSD para as modalidades Geração e Distribuição.



Tabela 6 – Efeito Médio da TUSD para Modalidade Geração e Distribuição Modalidade Efeito Médio

(%) Geração 17,53% A2 (88 kV a 138 kV) 17,69% A3 (69 kV) 13,38% A3a (30 kV a 44 kV) 13,38% A4 (2,4 a 25 kV) 13,38% Distribuição -17,23% A4 (2,4 a 25 kV) -17,23%

25. Os resultados apresentados nas tabelas anteriores, bem como as variações por componente tarifário – TUSD Transporte, TUSD Perdas, TUSD Encargos, TE Energia Comprada, TE Transporte, TE Perdas, TE Encargos – e outros detalhes podem ser obtidos nas Planilhas Microsoft Excel de Cálculo das Tarifas de Referências – TR, e de Cálculo e Abertura das Tarifas – PCAT, disponibilizadas juntamente com a presente nota técnica. III.2 DADOS DE ENTRADA

26. Para obtenção dos resultados apresentados anteriormente foram utilizados os seguintes dados de entrada:

Tabela 7 – Resumo dos dados utilizados no processo Tipo Detalhe Origem Processo utilizado

Mercado Faturado (Demanda e Energia)

SAMP Tarifas de Referência e Tarifas de Aplicação

Medido (Energia) Cálculo de Perdas/ELEKTRO

Tarifas de Referência/Custo Médio

Ativo Físico Quantidade ELEKTRO Custo Médio Custo ELEKTRO/ANEEL Custo Médio

Curvas de Carga Campanha de Medidas ELEKTRO Tarifas de Referência/Custo Médio

Fluxo de potência Diagrama de fluxo simplificado

ELEKTRO Tarifas de Referência/Custo Médio

Taxa Média de Perda para potência média Fator de perdas de potência Cálculo de perdas Tarifas de Referência

Custos Regulatórios Discriminada por componente de custo

Revisão Tarifária – Definição do nível tarifário

Tarifas de Referência e de Aplicação

27. Com base nessas informações inicia-se o processo de construção das Tarifas de Referência e de Aplicação.



III.3 TARIFAS DE REFERÊNCIA - TUSD i. Cálculo dos Custos Médios 28. Para os Custos Marginais de Expansão por agrupamento (faixa de tensão), foram utilizados os Custos Médios, obtidos por módulos de equipamentos/obras, considerando a razão entre o custo total, obtido pelo produto dos custos unitários e o quantitativo de cada módulo, e o carregamento médio dos módulos, com base no sistema de distribuição existente. 29. O detalhamento do cálculo dos custos médios está descrito na Nota Técnica nº 311/2011-SRE/SRD-ANEEL e reproduzido na planilha disponibilizada. 30. Os grupos de módulos de equipamentos/obras, considerados para cada agrupamento são:

Agrupamentos AT-2 e AT-3:

Extensão de linha AT; Células de linha AT; Conexão de trafo AT; e Capacidade instalada AT/AT;

Agrupamento MT: Extensão de rede MT; Células de linha MT; Conexão de Trafo MT; e Capacidade instalada AT/MT;

Agrupamento BT:

Extensão de rede BT; Posto de transformação MT/BT; e Capacidade instalada MT/BT.

31. As tabelas 8 e 9 listam os dados dos ativos físicos dos módulos de equipamentos/obras e seus respectivos custos unitários médios.

Tabela 8 – Ativos Subgrupo/Grupo

ou Relação de Transformação

Redes/Linhas Transformadores Capacidade

instalada Bays de linha

km quantidade MVA quantidade AT-2 711,18 3,00 AT-3 675,01 7,00 MT 80.895,94 679,00 BT 22.452,60

MT/BT 156.246,00 4.696,75 AT-2/MT 176,00 3.780,80 AT-3/MT 40,00 278,63



Tabela 9 – Custos unitários

Subgrupo/Grupo ou Relação de Transformação

Redes/Linhas Transformadores Capacidade

instalada Bays de linha

Bays de

Conexão de trafo

R$/km R$/posto R$/kVA R$/bay R$/bay Urbano Rural Urbano Rural Urbano Rural

AT-2 568.310,00 814.015,54 890.779,80 AT-3 121.017,00 640.368,10 682.215,16 MT 585,55 44.565,42 263.006,19 862.205,61 BT 28.272,79 41.047,38

MT/BT 3.138,56 5.085,61 80,37 149,91 AT-2/MT 313,88 AT-3/MT 559,03

32. As demandas consideradas para os módulos dos agrupamentos AT foram obtidas do diagrama unifilar simplificado de fluxo de potência, mesmo dado utilizado no cálculo da proporção de fluxo. Para os agrupamentos MT, a demanda considerada tem duas origens. Para os módulos - células de linha MT, conexão de trafo MT, capacidade instalada AT/MT – a demanda também será aquela obtida no fluxo de potência.

Tabela 10 – Fluxo de Demanda AT e AT/MT Subgrupo/Grupo

ou Relação de Transformação

Demanda

MW Inj. AT-2 2183,83 Inj. AT-3 21,33 Inj. MT 66,64

AT-2/AT-3 110,25 AT-2/MT 1851,57

AT-3/AT-2 0,00 AT-3/MT 131,58 MT/AT-2 0,00 MT/AT-3 0,00

33. Para os módulos extensão de rede MT e todos os módulos do agrupamento BT, as demandas foram obtidas pela energia que transita em cada nível/transformação, definida no cálculo das perdas técnicas, e parâmetros das curvas de carga da campanha de medidas. 34. Para o MT e BT a energia que transita nos níveis e transformações deve ser rateada em urbana e rural por meio de dados de energia faturada no período de referência. Deve-se considerar ainda a sazonalidade da energia ao longo do ano, obtidos pela relação da energia do mês de maior consumo pelo consumo médio. Para a obtenção da demanda, apura-se o fator de carga médio para cada agrupamento, com base nas tipologias de carga, redes e injeções obtidas pela campanha de medidas.



Tabela 11 – Energia anual total, fator de sazonalidade

Subgrupo/Grupo Energia total que transita

Fator de sazonalidade

Fator de carga médio

MWh.ano MT 1,0638

MT rural 2.789.489,20 0,7659

MT urbano 10.026.828,10 BT 1,0061

BT rural 942.116,08 0,4664

BT urbano 5.632.800,04 0,4251

35. Os resultados dos custos médios por agrupamentos estão indicados na tabela 12.

Tabela 12 – Custos Médios Agrupamento Custo Médio

R$/kW AT-2 31,55 AT-3 124,42 MT 456,58 BT 185,80

ii. Cálculo da Proporção de Fluxo 36. A proporção de fluxo é obtida do diagrama unifilar simplificado do fluxo de potência do sistema elétrico da ELEKTRO. Este foi construído com base nas medições das fronteiras da rede da ELEKTRO no momento de carga máxima do sistema (injeções), fornecida pela ELEKTRO e nas tipologias de carga e rede. A Nota Técnica nº 311/2011-SRE/SRD/ANEEL detalha a construção do diagrama unifilar simplificado de fluxo de potência.

37. A tabela 13 apresenta os valores de proporção de fluxo total (proporção de fluxo direta mais proporção de fluxo indireta) entre os subgrupos tarifários calculados para a ELEKTRO.

Tabela 13 – Proporção de Fluxo Total2 Agrupamento A2 A3 MT BT

AT-2 1,00 AT-3 0,84 1,00 MT 0,96 0,06 1,00 BT 0,96 0,06 1,00 1,00

2 Os relatórios do aplicativo CTR utilizados no cálculo da Estrutura Vertical adota como terminologia do agrupamento MT (que agrega os subgrupos A4 e A3a) como A4, e do agrupamento BT (que agrega o Grupo B e o subgrupo AS) como B, devido a limitações no aplicativo.



iii. Tipologias de cargas e redes

38. As tipologias representam o comportamento dos consumidores e o carregamento das redes da ELEKTRO em análise. 39. A ELEKTRO obteve um conjunto de curvas de carga de consumidores e de transformações de tensão por meio da campanha de medidas. Posteriormente, realizou-se a agregação das curvas características para obtenção da tipologia da carga, da rede e das injeções. Essas tipologias foram obtidas por meio de técnicas estatísticas de agrupamento. O relatório fornecido pela ELEKTRO detalha a definição das tipologias. 40. Como parte do processo, as tipologias encaminhadas pela concessionária foram ajustadas ao mercado de referência dos respectivos agrupamentos3.

41. Os agregados das tipologias de carga por agrupamento já ajustados ao mercado estão apresentados nas Figuras 1 a 5 abaixo, que correspondem aos dados da tabela 14.

Tabela 14 – Consumidores Tipo – Agregados (valores em MW)

Hora Posto AT-2 AT-3 MT BT TOTAL

00:30 01:29 0 441,13 0,06 510,84 495,30 1.447,33 01:30 02:29 1 437,32 0,06 503,97 460,12 1.401,47 02:30 03:29 2 428,24 0,06 498,87 437,54 1.364,71 03:30 04:29 3 441,00 0,06 505,71 432,97 1.379,73 04:30 05:29 4 447,89 0,05 517,99 446,62 1.412,55 05:30 06:29 5 451,44 0,06 547,27 497,61 1.496,38 06:30 07:29 6 450,09 0,06 614,31 510,45 1.574,91 07:30 08:29 7 454,28 0,10 724,51 596,31 1.775,20 08:30 09:29 8 457,83 0,12 774,30 692,26 1.924,51 09:30 10:29 9 455,77 0,13 795,49 728,63 1.980,01 10:30 11:29 10 454,89 0,13 766,42 768,15 1.989,60 11:30 12:29 11 455,96 0,12 702,17 739,11 1.897,36 12:30 13:29 12 452,84 0,12 745,60 721,25 1.919,81 13:30 14:29 13 461,15 0,13 793,23 748,13 2.002,64 14:30 15:29 14 458,76 0,14 792,33 761,33 2.012,56 15:30 16:29 15 460,41 0,14 775,96 788,42 2.024,94 16:30 17:29 16 430,03 0,14 699,23 938,90 2.068,30 17:30 18:29 17 337,24 0,13 506,84 1.413,89 2.258,10 18:30 19:29 18 324,84 0,12 479,35 1.610,44 2.414,75 19:30 20:29 19 327,81 0,12 460,30 1.301,42 2.089,66 20:30 21:29 20 375,01 0,11 519,58 1.022,40 1.917,10 21:30 22:29 21 428,26 0,07 537,44 846,93 1.812,69 22:30 23:29 22 435,74 0,06 530,87 724,18 1.690,84 23:30 00:29 23 437,68 0,06 514,78 606,46 1.558,97

3 Corresponde ao mercado do período de referência. O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de 12 meses imediatamente anteriores ao mês da revisão tarifária periódica.



Figura 1 – Consumidor-tipo AT-2 - Agregado Figura 2 – Consumidor-tipo AT-3 - Agregado

Figura 3 – Consumidor-tipo MT – Agregado

Figura 4 – Consumidor-tipo BT – Agregado

Figura 4 – Agregado Consumidores-tipo

Definição dos postos tarifários ponta, fora ponta e intermediário 42. Os custos marginais de capacidade foram calculados para os postos tarifários ponta e fora ponta, definidos na REN nº 414/10:



Horário de ponta: período composto por 3 (três) horas diárias consecutivas definidas pela ELEKTRO,

considerando a curva de carga de seu sistema elétrico, aprovado pela ANEEL para toda a área de concessão, com exceção feita aos sábados, domingos, terça-feira de carnaval, sexta-feira da Paixão, Corpus Christi e mais oito feriados nacionais; e

Horário fora de ponta: período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e complementares àquelas definidas no horário de ponta.

43. A ELEKTRO apresentou proposta para manutenção de horário de ponta atual, que é das 17h30 às 20h29, sob a justificativa de que é nesse período que ocorre a demanda máxima de seu sistema nos dias em que existe a sinalização tarifária. A distribuidora não se manifestou sobre o comportamento de sua carga e não solicitou qualquer alteração na definição do horário de ponta durante o período do horário de verão. 44. A análise dos agregados de consumidores-tipo obtidos pela distribuidora através de campanha de medição, realizada de abril a agosto de 2010, e ilustrados anteriormente mostra que o horário de ponta proposto pela distribuidora está coerente com as curvas de carga agregada de seu sistema elétrico, para o período fora do horário de verão. Ainda, a partir do agregado dos consumidores-tipo, é observado que poderia ocorrer um deslocamento em até 1 hora do posto tarifário ponta, para início às 16h30. Contudo, diante do pleito da distribuidora, propõe-se manter o horário de ponta das 17h30 às 20h29, tanto no período fora do horário de verão quanto no período em que vigora o horário de verão, conforme tabela a seguir.

Tabela 15 – postos tarifários Posto Ponta Durante horário

de verão Fora do horário

de verão Início 17h30 17h30 Fim 20h29 20h29

45. Ainda, no que se refere ao horário de ponta, e nos termos do § 2º do Art. 59 da Resolução Normativa nº 414/2010, a ELEKTRO propõe a aplicação de horários de ponta diferenciados para os consumidores do Grupo A da subestação Agrolim que atende aos municípios de Itapeva e Itaberá. Segundo a distribuidora, a medida promoveria a melhoria na qualidade da energia, a diminuição das solicitações térmicas dos transformadores, diminuição das perdas técnicas, a melhoria na satisfação dos clientes, dentre outros benefícios. A ANEEL considerou satisfatórios os estudos e as justificativas apresentados pela distribuidora e não oferece óbice à implementação da proposta, desde que anuído pelos consumidores afetados. Ressalta-se que, para os consumidores do Grupo B, atendidos pela subestação Agrolim, o horário de ponta, para fins de aplicação da modalidade tarifária branca, será aquele definido na tabela 15. 46. Quanto à definição do posto intermediário, aplicável somente à modalidade tarifária horária Branca do Grupo B, a distribuidora apresentou duas propostas. Na primeira o horário intermediário seria 4h anteriores e 2h posteriores ao horário de ponta, ou seja, sua ocorrência se daria das 13h30 às 17h29, e das 20h30 às 22h29. A segunda proposta segue o padrão estabelecido no PRORET e prevê a ocorrência do posto intermediário 1h antes e 1h depois do posto ponta, ou seja, das 16h30 às 17h29, e das 20h30 às 21h29.



47. A extensão do horário intermediário durante 6h diárias, tal como sugerido na primeira proposta apresentada pela ELEKTRO, combinada com os valores sugeridos para os outros parâmetros que definem a tarifa branca, teria como efeito a inviabilização da migração de consumidores para essa modalidade tarifária. Portanto, propõe-se a ocorrência do posto intermediário das 16h30 às 17h29, e das 20h30 às 21h29.

iv. Fatores de Perdas de Potência 48. O Fator de Perdas de Potência – fpp é utilizado no cálculo da estrutura vertical da Parcela B e da Tarifa de Referência dos custos de uso dos sistemas de transmissão e de outras distribuidoras. 49. Utilizou-se a perda de potência para a demanda média, calculada no processo definição dos índices de perdas técnicas, Módulo 7 do PRODIST, como estimativa da taxa média de potência. No caso do sistema de alta de tensão (SDAT), como não se calcula perdas de potência para a demanda média durante o processo de cálculo dos índices de perdas, utiliza-se dos respectivos índices de perdas de energia (perda média de potência) e do CP (índice que correlaciona perda média de potência e perda de potência para a demanda média) para o cálculo da perda de potência para a demanda média dos subgrupos pertencentes à alta tensão – AT. 50. A tabela 16 lista os valores dos fatores de perdas de potência calculados.

Tabela 16 – Fatores de Perdas de Potência para demanda média Agrupamento AT-2 AT-3 MT BT

AT-2 0,00 AT-3 0,00 0,00 MT 0,05 0,05 0,05 BT 0,08 0,07 0,07 0,00

v. Estrutura Vertical

51. A Estrutura Vertical – EV é a proporção relativa entre os agrupamentos tarifários, definidos por níveis de tensão (grupos e subgrupos tarifários) utilizada na construção da componente tarifária TUSD-FIO B, referente aos custos de Parcela B da receita requerida de distribuição. 52. A EV foi obtida com base na repartição da receita teórica entre os agrupamentos tarifários (subgrupos/grupos) definidos de acordo com os níveis de tensão, proporcionais aos custos marginais de capacidade e ao mercado teórico de demanda. Posteriormente, esses valores foram corrigidos considerando que uma parcela dos custos foi rateada de forma proporcional ao número de unidades consumidoras de cada agrupamento tarifário. 53. No cálculo da Estrutura Vertical das distribuidoras no terceiro ciclo de revisões tarifárias, a ANEEL utilizará o aplicativo CTR, versão 2, em substituição ao aplicativo TARDIST utilizado até o segundo ciclo de revisões tarifárias.



54. O CMC foi calculado por meio da ponderação do valor do custo marginal de expansão de cada subgrupo/grupo tarifário (obtido por meio dos custos médios) pela forma como o fluxo de potência se distribui pelas redes (obtida por meio dos fatores de proporção de fluxo) e pela forma como os consumidores do sistema de distribuição utilizam as redes da ELEKTRO (obtida através dos fatores de responsabilidade de potência). 55. A Responsabilidade de Potência - RP introduz a sinalização horária no cálculo do custo marginal de capacidade do consumidor-tipo. Indica a participação, por posto tarifário, de determinado consumidor-tipo na formação das demandas de ponta das redes que atendem o nível de tensão de conexão do consumidor-tipo, bem como os níveis de tensão a montante. 56. A Responsabilidade de Potência foi obtida por meio das tipologias de cargas, redes e injeções, do fator de perdas de potência e do fator de coincidência dos consumidores-tipo nas pontas das redes-tipo. 57. A Estrutura Vertical resultante dos custos marginais de capacidade deve ser corrigida para ajustar os custos relacionados aos processos comerciais. Assim, uma parcela dos custos foi rateada de forma proporcional ao número de unidades consumidoras. Adicionalmente é feito um ajuste para o mercado faturado, e a EV resulta nos valores da tabela a seguir.

Tabela 17 – Estrutura Vertical Agrupamento EV%

AT-2 0,97% AT-3 0,00% MT 27,50% BT 71,53%

vi. Tarifas de Referência

58. As Tarifas de Referência – TR refletem a relatividade para os diversos subgrupos e modalidades tarifárias e são base de cálculo das Tarifas de Aplicação, para cada um dos componentes de custo. 59. Cada componente da TUSD possui custos específicos, que são calculados como um selo, em R$/kW ou em R$/MWh, rateados de forma proporcional aos custos marginais de capacidade ou pela responsabilidade de custos de determinado subgrupo tarifário. 60. As Tarifas de Referência consideradas no cálculo da TUSD estão detalhadas na tabela 18.

Tabela 18 – Composição das TR da TUSD

Agrupamento Definição Critério de rateio

TUSD Fio A

Custo com o uso e a conexão às instalações da Rede Básica, Rede Básica de Fronteira, e rede de distribuição de outras concessionárias.

Responsabilidade de Custo (R$/kW)



Agrupamento Definição Critério de rateio TUSD Fio B

Remuneração dos ativos, quota de reintegração decorrente da depreciação, custos operacionais.

Custo Marginal (R$/kW)

TUSD – Perdas Não Técnicas

Correspondente ao custo das perdas não técnicas, em MWh, valorada pelo preço médio de compra.

% da receita de TUSD (R$/MWh)

TUSD – Perdas Técnicas

Custo das perdas técnicas da distribuição, em MWh, valorada pelo preço médio de compra.

Perdas do Subgrupo Tarifário (R$/MWh)

TUSD – Perdas RB / Distribuição

Custo das perdas elétricas na Rede Básica devido às perdas no sistema de distribuição

Perdas do Subgrupo Tarifário (R$/MWh)

TUSD – Encargos Custos dos Encargos Setoriais (RGR, P&D, TFSEE, ONS, CCC, CDE e PROINFA). Selo (R$/MWh)

61. Obedecendo a sequência de cálculo, as Tarifas de Referência são inicialmente calculadas segundo os critérios definidos na tabela anterior. Numa segunda etapa, estas tarifas são ajustadas segundo as modalidades tarifárias de cada subgrupo/grupo tarifário, uma vez que cada modalidade tarifária possui características específicas de tarifação de acordo com os postos tarifários e a forma de faturamento em demanda ou energia.

a) Tarifas de Referência – TUSD Fio A

62. As Tarifas de Referência TUSD FIO A determinam as relatividades entre as tarifas dos agrupamentos tarifários para recuperação dos custos incorridos pela ELEKTRO com o uso de ativos de propriedade de terceiros: rede básica, rede básica de fronteira, rede de outra ELEKTRO e conexão às instalações de transmissão e distribuição. 63. A metodologia aplicada busca definir um critério de alocação que leve em consideração a responsabilidade dos usuários na formação dos custos da TUSD FIO A, como definido no Submódulo 7.1 do PRORET, complementado pela Nota Técnica nº 311/2011-SRE/SRD/ANEEL.

64. Os dados de curvas agregadas de carga e rede, fatores de perda de potência, e proporções de fluxo para o cálculo das Tarifas de Referência TUSD FIO A, são os mesmos utilizados no cálculo das Tarifas de Referência TUSD FIO B. Na tabela 19 são apresentados os valores dos fatores de coincidência utilizados para determinação das Tarifas de Referência TUSD FIO A.

Tabela 19 – Fatores de Coincidência

Agrupamento Fcoin PONTA Fcoin FORA PONTA AT-2 AT-3 MT BT AT-2 AT-3 MT BT

AT-2 0,96 0,81 AT-3 0,93 0,93 0,73 0,73 MT 0,95 0,95 0,95 0,65 0,65 0,65 BT 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00

65. As Tarifas de Referência TUSD FIO A da ELEKTRO, com seus respectivos componentes de custo, são mostradas na tabela a seguir.



Tabela 20 – Tarifas de Referência TUSD FIO A (R$/kW) Agrupamento PONTA FORA PONTA

RB FR CUSD CCT TOTAL RB FR CUSD CCT TOTAL AT-2 5,59 3,98 0,27 0,42 10,26 1,03 0,73 0,04 0,29 2,07 AT-3 5,06 3,72 0,22 0,98 9,97 0,90 0,67 0,03 0,62 2,22 MT 5,69 4,06 0,55 0,63 10,92 0,85 0,61 0,09 0,36 1,91 BT 6,15 4,38 0,59 0,69 11,81 1,34 0,95 0,14 0,56 2,99

b) Tarifas de Referência – TUSD Fio B

66. Com base em todos os insumos apresentados, pode-se finalmente calcular as Tarifas de Referência TUSD FIO B, que são obtidas por agrupamento e posto tarifário de acordo com as equações definidas no Submódulo 7.1 do PRORET. 67. O mercado de referência de demanda para o Grupo A é o mercado faturado, sendo este ajustado, com base no perfil típico do agrupamento tarifário, quando não existir a segregação ponta e fora de ponta. O mercado de referência de demanda para o Grupo B baseia-se nas tipologias ajustadas ao mercado faturado. O mercado do subgrupo AS é considerado como pertencente ao agrupamento BT. Transição REN. 399/2010 68. A relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD FIO B de cada agrupamento tarifário é determinada de forma que seja alcançada, ao final do período de transição de cálculo da TUST, estabelecido na REN nº 399/2010, a meta de relação ponta / fora de ponta da Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE (FIO A + FIO B) apresentada na tabela 2 do Submódulo 7.2 do PRORET. 69. Outro ponto a ser observado é que, durante o período de transição da TUST, a relação ponta/fora ponta não atinja valores acima dos atuais, evitando-se assim, um indesejado efeito oscilatório. 70. A tabela 21 apresenta a evolução da relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE da ELEKTRO ao longo da transição da TUST.

Tabela 21: Trajetória da relação ponta fora de ponta (RPFP) da Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE

Agrupamento Atual (último reajuste) RTP

1º ano transição

TUSTfp(1/3)

2º ano transição

TUSTfp (2/3)

Final da Transição

TUST fp(3/3) Meta

AT-2 7,42 5,33 5,33 2,49 1,38 4,35 AT-3 5,74 5,96 5,96 3,51 2,31 3,65 MT 4,19 4,70 4,70 3,71 3,00 3,00

71. A tabela 22 apresenta a TR TUSD FIO B.



Tabela 22 – TR TUSD FIO B da ELEKTRO Agrupamento TR TUSD FIO B (R$/kW)

Ponta Fora Ponta AT-2 1,67 0,17 AT-3 8,09 0,81 MT 24,66 5,66 BT 31,82 3,18

c) Tarifas de Referência – Perdas Técnicas

72. Os valores das Tarifas de Referência – Perdas Técnicas foram obtidos através do fator de perdas de energia. O fator de perdas de energia – fpe - aloca as perdas técnicas entre os agrupamentos tarifários de acordo com a contribuição de cada agrupamento nessas perdas. Os montantes de perdas técnicas de energia por nível e por transformação entre níveis, calculados conforme o Módulo 7 do PRODIST, foram utilizados como insumos para o cálculo do fpe. Essas Tarifas de Referência foram definidas em R$/MWh e estão apresentadas no Anexo I. d) Tarifas de Referência – Encargos 73. A Tarifa de Referência para a TUSD Encargos é definida como valor unitário 1, conforme definido no PRORET 7.2. e) Tarifas de Referência – Modalidades

74. As Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE, obtidas em R$/kW, foram utilizadas para o cálculo da modalidade tarifária horária azul dos subgrupos do Grupo A. Para as demais modalidades dos subgrupos do Grupo A e para o Grupo B devem ser realizados ajustes. 75. Para a modalidade horária verde, a Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE do posto ponta é convertida para R$/MWh pelo Fator de Carga (FC) de cruzamento das retas tarifárias verde e azul. 76. O valor do fator de carga de cruzamento das retas tarifárias foi definido em 0,66, valor padrão regulamentado no PRORET. 77. Para a modalidade convencional binômia do Grupo A, as Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE ponta e fora de ponta foram convertidas para uma única Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE em R$/kW com base no perfil típico de consumo da modalidade. 78. No caso da modalidade convencional monômia do Grupo B, as Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE ponta e fora de ponta foram convertidas para uma Tarifa de Referência em RS/MWh por meio do mercado de teórico de demanda, obtido das tipologias, e do mercado de referência de energia.

79. O Anexo I apresenta as Tarifas de Referência por subgrupo e modalidade tarifária.



80. A correlação entre os agrupamentos, adotados na construção das Tarifas de Referência e os subgrupos/modalidades que possuem Tarifas de Aplicação calculadas obedece a tabela a seguir.

Tabela 23 – Correlação Agrupamentos e Subgrupos/Modalidades Subgrupo/Grupo Agrupamento

A2 AT-2 A3 AT-3 A3a MT A4 MT AS BT B BT

Modalidade (Tarifa de Referência)

Modalidade (Tarifa de Aplicação)

TLU tarifa de longa utilização na ponta Tarifa horária Azul TCU tarifa de curta utilização na ponta Tarifa horária Verde TCV tarifa convencional Tarifa convencional Binômia ou Monômia TB Tarifa horária Branca

III.4 TARIFAS DE REFERÊNCIA - TE 81. A Tarifa de Referência para a TE Energia Comprada é definida conforme tabela abaixo:

Tabela 24 –Tarifas de Referência TE - energia elétrica comprada para revenda. Posto/Modalidade TR - TE

R$/MWh TR_ENP Energia posto ponta 1,72 TR_ENFP Energia posto fora ponta 1,00 TR_ENC Energia convencional 1,06

82. Para as funções de custo relativas à TE Transporte, TE Perdas e TE Encargos a Tarifa de Referência é definida como valor unitário 1, conforme definido no PRORET 7.2. 83. Por fim, ressalta-se que todas as Tarifas de Referência constam na guia “TR TUSD” da planilha PCAT. III.5 MERCADO DE REFERÊNCIA AJUSTADO 84. Antes de se detalhar o cálculo da Tarifa de Aplicação, faz-se necessário tecer comentários quanto ao mercado de referência.



85. Como definido no PRORET - Submódulo 7.3, para obtenção das Tarifas de Aplicação é necessário determinar o valor do mercado de referência ajustado. O mercado de referência compreende os montantes de energia elétrica, de demanda de potência e de uso do sistema de distribuição faturados no período de referência4 a outras concessionárias e permissionárias de distribuição, consumidores, autoprodutores e centrais geradoras que façam uso do mesmo ponto de conexão para importar ou injetar energia elétrica, bem como pelos montantes de demanda de potência contratada pelos demais geradores para uso do sistema de distribuição. 86. Por sua vez, o mercado de referência deve ser ajustado para efetuar a compensação dos benefícios tarifários - subsídios e descontos previstos em atos normativos e legais. Este é obtido pelo produto do mercado de referência pelo complementar do desconto, conforme expressão abaixo.

MRA = MR ∗ (1− DESC%) (03)

Onde: MRA: Mercado de Referência Ajustado; e MR: Mercado de Referência; e DESC%: Desconto percentual Médio. 87. As planilhas disponibilizadas apresentam os valores por subgrupos, modalidades, classes e subclasses tarifárias. Ressalta-se ainda que nessa abertura do mercado, caso a empresa receba recursos oriundos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, em função do benefício da Tarifa Social de Energia Elétrica, o mercado residencial sofre outro ajuste complementar. III.6 TARIFAS DE APLICAÇÃO 88. Tanto para o cálculo da Tarifa de Aplicação referente à TUSD quanto para a TE a abordagem adotada segue três passos. Primeiro se obtém a tarifa integral, posteriormente a base econômica e enfim a tarifa base financeira que será utilizada para faturar as unidades consumidoras da ELEKTRO. 89. Todas as tabelas com os cálculos encontram-se na planilha PCAT. i. Cálculo da TUSD e TE Integral

90. As tarifas integrais são aquelas que não possuem em sua estrutura benefícios tarifários. Nesse caso emprega-se o mercado de referência e os custos regulatórios deduzidos os valores recuperados pelos consumidores do subgrupo A1 – no que se refere aos custos dos encargos de conexão, tanto na transmissão quanto na distribuição, e rede básica –, pelas permissionárias que não passaram por revisão, pelas cooperativas não regularizadas e pelas centrais de geração – de acordo com os respectivos componentes de custo incidentes tanto na TUSD como na TE. A planilha PCAT apresenta os valores deduzidos relativos a cada grupo de consumidores acima descrito. 4 O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de 12 meses imediatamente anteriores ao mês da revisão tarifária periódica.



91. Há que ressaltar o tratamento diferenciado dado a TUSD Integral relativa à perda não técnica. Como definido no submódulo 7.3, deve-se distribuir o custo proporcionalmente à distribuição de receita referente à TUSD integral, excluindo o componente perdas não técnicas. Com este valor calcula-se o valor desta componente da TUSD na forma de um selo em R$/MWh por nível de tensão. ii. Cálculo da TUSD e TE Base econômica

92. Como definido no submódulo 7.3 as tarifas TUSD e TE base econômica são obtidas pela multiplicação das tarifas base integral por um fator de ajuste multiplicativo. Nesse caso, a determinação da constante é efetuada pela relação entre os custos regulatórios e o resultado da multiplicação do valor da tarifa integral - incluindo geradores, A1, cooperativas e Distribuidoras – pelo mercado ajustado. De fato, a diferença desta para a anterior é a compensação dos benefícios tarifários concedidos em atos normativos e legais.

iii. Cálculo da TUSD e TE Base financeira

93. Por fim, as tarifas base financeira são obtidas pela multiplicação das tarifas base econômica por um fator de ajuste multiplicativo. Nesse caso, a determinação da constante é efetuada pela relação entre os custos regulatórios acrescidos dos componentes de custo financeiro e o resultado da multiplicação do valor das tarifas base econômica pelo mercado ajustado.

a) Ajuste do Último Ano dos Financeiros de Subsídios 94. A partir da 3CRTP ocorre a mudança entre os métodos de construção de tarifa no que tange aos subsídios tarifários, notadamente no componente chamado de previsão. A partir de agora esta passa a ser feita na estrutura tarifária. Porém, ocorre o acerto entre o realizado e o previsto no período anterior ao da revisão que resultará em um componente financeiro. 95. Ainda, o financeiro dos subsídios é obtido pela fiscalização da ANEEL e se trata de um montante fechado, ou seja, o valor total associado a determinado benefício. Ressalta-se que os financeiros em termos de construção de tarifas estão sendo alocados em acordo com a natureza dos custos. Assim, dada a forma como é apurado o financeiro aplicou-se a regra vigente de segregá-los em uma parcela TUSD e outra TE, criando um novo componente na base financeira – retira-se somente o mercado de uso distribuição da contribuição por coerência ao critério vigente. Ambos são determinados a partir da segregação do subsídio (parcelas TUSD e TE) da nova estrutura e alocados como percentual - relação subsídio TUSD sobre custo recuperado TUSD e relação subsídio TE sobre custo recuperado TE. III.7. FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA 96. No Submódulo 7.1 do PRORET é prevista a possibilidade de alteração de alguns parâmetros da estrutura tarifária em virtude de estudo fundamentado apresentado pela distribuidora. Neste contexto, os estudos da ELEKTRO tiveram como foco principal o ajuste dos parâmetros que caracterizam modalidade tarifária branca do Grupo B, tema sobre o qual a distribuidora apresentou duas propostas.



97. Na primeira proposta, a ELEKTRO sugere a ocorrência do horário intermediário 4h anteriores e 2h posteriores ao horário de ponta, bem como a fixação do parâmetro kz em 0,58 para todos os subgrupos tarifários (B1, B2 e B3). Alternativamente, na segunda proposta, a distribuidora sugere a definição de um kz específico para cada subgrupo tarifário, propondo os valores de 0,59, 0,76 e 0,86 para subgrupos B1, B2 e B3, respectivamente. Nesta proposta, os demais parâmetros da tarifa branca seriam mantidos iguais aos valores da proposta padrão da ANEEL, definida no Submódulo 7.1 do PRORET.

98. As informações apresentadas pela distribuidora não justificam a duração estendida do horário intermediário. Com efeito, tal proposta exigiria uma modulação excessiva por parte dos consumidores e resultaria na inviabilização da tarifa branca. Dessa forma, propõe-se que a duração do horário intermediário seja das 16h30 às 17h29, e das 20h30 às 21h29, ou seja, uma hora antes e uma hora depois do horário de ponta.

99. No que se refere ao parâmetro kz, a regulamentação em vigor estabelece a sua fixação em 0,55, não prevendo qualquer possibilidade de alteração. Entretanto, na AP nº 29/2012, está sendo proposta a definição de um kz específico para cada subgrupo tarifário da distribuidora, em linha com a proposta alternativa apresentada pela distribuidora. Dessa forma, os resultados da referida Audiência Pública surtirão efeitos quando da apresentação da proposta final da estrutura tarifária da ELEKTRO.

Energia Adicional de Verão 100. Outra proposta apresentada pela ELEKTRO, referente à sua estrutura tarifária, é a inclusão de uma nova modalidade tarifária direcionada aos clientes horossazonais verdes. De forma sucinta, a distribuidora propõe que sejam homologadas tarifas opcionais para um mercado adicional de ponta que ocorre durante os meses em que incide o horário de verão. A possibilidade da inclusão dessa nova modalidade tarifária será objeto de análise ao longo do processo de revisão da ELEKTRO. III.8. IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES 101. Uma vez delineado a forma de definição das Tarifas de Referência e Aplicação da ELEKTRO e tendo em vista o impacto tarifário apresentado em determinados subgrupos tarifários, conforme tabela 1, faz-se necessário tecer alguns comentários a respeito dessa variação tarifária. 102. Os Subgrupos B2 e B3 irão sentir uma queda menor devido à alteração da forma de cálculo da tarifa da classe rural baixa tensão e demais classes que, a partir da publicação do Submódulo 7.3 do PRORET, passa a ter como meta 70% e 100% da tarifa do consumidor residencial respectivamente. Com o objetivo de mitigar um maior impacto na classe rural baixa tensão está sendo considerado o percentual de 62,56% da tarifa residencial B1 ao invés dos 58,90% que vigoravam anteriormente, essa alteração representa um terço em direção à meta de 70%. Em relação ao B3 –Demais classes está sendo considerado a meta final de 100% da tarifa do consumidor residencial. O mesmo submódulo dispõe, ainda, que a equalização da tarifa do B2 em 70% da tarifa residencial será aplicada à classe Rural baixa tensão em todas as concessionárias do país. A forma da transição do patamar vigente para o de 70% deve ser discutida em cada processo tarifário e é, portanto, objeto da Audiência Pública da revisão da ELEKTRO.



103. Outro ponto a considerar é a menor variação na tarifa dos consumidores conectados no nível de tensão A3a. Isso se deve ao fato da aglutinação dos custos médios desse subgrupo ao A4. Até então, o subgrupo A3a era calculado separadamente considerando o Custo Marginal Médio Brasil de 2002 e não por empresa como se faz agora.

104. Ainda, foram encontradas inconsistências nos dados encaminhados pela ELEKTRO relativos aos dados para cálculo dos custos médios. Tendo em vista que a qualidade dos dados influencia sobremaneira os resultados, a ELEKTRO deverá corrigir as inconsistências no decorrer do processo tarifário.

III.9. TRANSIÇÃO DA APLICAÇÃO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA 105. Motivado pelos impactos detalhados no item anterior, provenientes dos aprimoramentos realizados na estrutura tarifária, poderá ser proposto período de transição que devem ser listados neste item para acompanhamentos em processos tarifários futuros. Nessa condição, deve-se avaliar os efeitos somados da alteração da estrutura tarifária com as alterações do nível tarifário. 106. Para a ELEKTRO, diante dos resultados demonstrados na tabela 1 e das avaliações trazidas nesta Nota Técnica se verifica a necessidade de instituição de uma regra de transição.

107. Para a ELEKTRO, conforme mencionado no item III.8, ocorreu impacto significativo no subgrupo tarifário A3a. Assim, considerou-se uma transição para o subgrupo A3a, conforme previsto no PRORET 7.3, alocando somente 75% da receita de TUSD Transporte que este subgrupo tarifário deveria arcar, de forma a apresentar o impacto tarifário suavizado, conforme mostra a tabela 1. 108. Em função dos impactos relevantes mencionados, propõe-se aplicar uma transição na alteração das relatividades entre as tarifas dos subgrupos do Grupo B a fim de atender aos princípios de modicidade e estabilidade tarifária, em consonância com os Submódulo 7.3, item 9 e Submódulo 7.1, item 14.4. A forma da transição do patamar vigente deve ser discutida em cada processo tarifário e é, portanto, objeto da Audiência Pública da revisão da ELEKTRO. A proposta apresentada considera um passo inicial, de forma a mitigar o impacto que seria percebido se a convergência tarifária fosse completa. O próximo passo poderá ser dado nos processos tarifários seguintes, observando os critérios de conveniência, oportunidade e modicidade tarifária, chegando-se, então, ao patamar de realinhamento tarifário da BT apresentado no PRORET 7.3.

109. Para esta revisão tarifária, propõe-se a seguinte transição:

Tabela 25 – Relação das tarifas dos subgrupos do Grupo B com a B1 -Residencial.

Vigente

Transição - Audiência

Pública Proposta do

Submódulo 7.3

B2 - Rural 58,90% 62,56% 70% B3 - Demais classes 93,96% 100% 100% B4a - Iluminação Pública 48% 50,57% 55%



B4b - Iluminação Pública 53% 55,38% 60% 110. Diante desses procedimentos o efeito médio final por subgrupo/classe é aquele definido na Tabela 1 desta Nota Técnica. III.10. CÁLCULO DA TUSD PARA CENTRAIS GERADORAS 111. Nos termos da regulamentação vigente, a Tarifa de Uso para Centrais Geradoras conectadas em tensão inferior a 88 kV será aquela definida no último reajuste, atualizada pelo Índice Geral de Preços de Mercado - IGP-M. 112. Já para as centrais geradoras conectadas em nível de tensão de 88 kV a 138 kV, a TUSDg será nominal definida na revisão tarifária da ELEKTRO com base na TUSDg de referência do ciclo tarifário, atualizada pelo IGP-M, nos termos da REN nº 349/2009. Existe ainda a necessidade de se avaliar eventuais ajustes nos termos do art. 3º-A da citada Resolução.

113. Destaca-se ainda que incidirão eventuais componentes financeiros às tarifas definidas conforme os parágrafos anteriores. IV. FUNDAMENTO LEGAL 114. São fundamentos legais e infralegais:

Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, art. 15, § 6º; Lei nº 9427, de 26 de dezembro de 1996, art. 3º com redação pela Lei nº 10.848 de 15 de março de

2004; Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, Anexo I, art. 4º, inciso X; Decreto nº 4.562, de 31 de dezembro de 2002, art. 1º, §1º; Contrato de Concessão dos Serviços Públicos de Distribuição celebrado pela ELEKTRO; Resolução Normativa ANEEL nº 464 de 22 de novembro de 2011; Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; e Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST.

V. CONCLUSÃO 115. Esta nota técnica apresentou o processo de construção da estrutura das tarifas da ELEKTRO, detalhando o cálculo das Tarifas de Referência e das Tarifas de Aplicação.



116. Cabe destacar que, nos termos da regulamentação vigente no Submódulo 7.1 do PRORET, a ELEKTRO apresentou propostas para adequações de alguns parâmetros que caracterizam a modalidade tarifária branca, quais sejam, a duração do posto intermediário e o valor do parâmetro kz. Com relação ao posto intermediário, as áreas técnicas da ANEEL propõem que ele seja mantido conforme proposta padrão do PRORET, ou seja, 1h antes e 1h depois do posto ponta.

117. No que se refere ao parâmetro kz, a regulamentação vigente não permite qualquer alteração em seu valor. No entanto, na AP nº 29/2012, ora em período de recebimento de contribuições, está sendo proposta a definição de um kz específico para cada subgrupo tarifário da distribuidora (B1, B2 e B3). Os resultados dessa Audiência Pública surtirão efeitos quando da apresentação da proposta final da estrutura tarifária da ELEKTRO. 118. Ressalta-se ainda que diante dos efeitos tarifários observados, foi aplicada uma transição na proposta de alteração das relatividades entre as tarifas dos subgrupos do Grupo B e nas tarifas de TUSD transporte do Subgrupo A3a. 119. Os valores apresentados nesta nota técnica foram calculados utilizando dados enviados pela ELEKTRO e outros dados de entradas definidos neste processo de revisão tarifária. Os resultados podem sofrer variações durante o processo de revisão tarifária, haja vista as contribuições recebidas em Audiência Pública e, ainda, em decorrência da alteração dos dados e dos resultados da obtenção dos custos regulatórios e de dados de entrada da estrutura tarifária.



VI. RECOMENDAÇÃO 120. Recomenda-se a submissão desta Nota Técnica para a Diretoria colegiada da ANEEL e posterior submissão à Audiência Pública para recebimento de contribuições dos agentes e da sociedade.

ADRIANO ALMEIDA TRINDADE

Analista Administrativo - SRE MARCELO SILVA CASTRO

Especialista em Regulação - SRD

De acordo

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação Econômica

CARLOS ALBERTO CALIXTO MATTAR

Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD

(Anexo I da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012)

ANEXO I – TARIFAS DE REFERÊNCIA TUSD

GRUPO AGRUPAMENTO MODALIDADE POSTO UN.

FIO A FIO B PERDAS ENCARGOS

RB FR CCT CCD CUSD DIS. PERDAS TÉCNICAS

PERDAS RB/ PERDAS D

A

A1 TRP E R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,00

A2

TLU DP R$/kW 5,59 3,98 0,42 0,00 0,27 1,67 0,00 0,00

TLU DFP R$/kW 1,03 0,73 0,29 0,00 0,04 0,17 0,00 0,00

TCU EP R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,00

TCV D R$/kW 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

TRP E R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,08 0,08 1,00

A3

TLU DP R$/kW 5,06 3,72 0,98 0,00 0,22 8,09 0,00 0,00

TLU DFP R$/kW 0,90 0,67 0,62 0,00 0,03 0,81 0,00 0,00

TCU EP R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,00

TCV D R$/kW 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

TRP E R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,13 5,13 1,00

A4

TLU DP R$/kW 5,69 4,06 0,63 0,00 0,55 24,66 0,00 0,00

TLU DFP R$/kW 0,85 0,61 0,36 0,00 0,09 5,66 0,00 0,00

TCU EP R$/MWh 136,73 97,54 15,24 0,00 13,20 593,05 0,00 0,00 1,00

TCV D R$/kW 4,95 3,53 0,81 0,00 0,49 23,42 0,00 0,00

TRP E R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,73 5,73 1,00

(Fls. 2 do Anexo I da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).


AS

TLU DP R$/kW 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

TLU DFP R$/kW 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

TCU EP R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,00

TCV D R$/kW 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

TRP E R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,00

B

TB EP R$/MWh 63,16 45,03 9,70 0,00 6,18 302,48 11,99 11,99 1,00

TB EINT R$/MWh 37,89 27,02 5,82 0,00 3,71 181,49 11,99 11,99 1,00

TB EFP R$/MWh 12,63 9,01 1,94 0,00 1,24 60,50 11,99 11,99 1,00

TCV E R$/MWh 22,97 16,37 3,53 0,00 2,25 109,99 11,99 11,99 1,00

TCU: Tarifa de Curta Utilização TLU: Tarifa de Longa Utilização TCV: Tarifa Convencional TB: Tarifa Branca TRP: Tarifa de Referência de Perdas DP: Demanda de Ponta DFP: Demanda Fora de Ponta D: Demanda E: Energia EP: Energia do Posto Ponta EFP: Energia do Posto Fora Ponta EINT: Energia Posto Intermediário

Documents

NT 116 Estrutura Tarifária AP ELEKTRO€¦ · 22. A tabela 5 apresenta os valores das Bandeiras Tarifárias. Elas serão somadas à TE, e, portanto, resultarão em percepções distintas