· Brasília, 15 de janeiro de 201 8 Q U A R T A R E V I S Ã O T A R I F Á R I A P E R I Ó D I C A ... ASSINADO DIGITALMENTE POR OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO, CLAUDIO ELIAS

S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E

G E S T Ã O T A R I F Á R I A

Nota Técnica nº 02/2018-SGT/ANEEL Brasília, 15 de janeiro de 2018

Q U A R T A R E V I S Ã O T A R I F Á R I A P E R I Ó D I C A

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . C P F L - P a u l i s t a - C o m p a n h i a P a u l i s t a d e F o r ç a

e L u z

AUDIÊNCIA PÚBLICA

Agência Nacional de Energia Elétrica Superintendência de Gestão Tarifária SGAN 603 / Módulo “I” – 1º andar CEP: 70830-030 – Brasília – DF Tel: + 55 61 2192-8823 Fax: + 55 61 2192-8679

CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 69972D0F00434A7F CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

DEVETH LIMA FERREIRA

ASSINADO DIGITALMENTE POR OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO, CLAUDIO ELIAS CARVALHO

Número: 48581.000042/2018-00

ÍNDICE

I. OBJETIVO......................................................................................................................................................................................... 2 II. DOS FATOS..................................................................................................................................................................................... 2 III. ANÁLISE ......................................................................................................................................................................................... 3 III.I REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO ............................................................................................................................................ 5 III.2 RECEITA VERIFICADA .............................................................................................................................................................. 6 III.3 PARCELA B ................................................................................................................................................................................. 6 III.3.1. Custos Operacionais (CO) ....................................................................................................................................................... 6 III.3.2. Receitas Irrecuperáveis (RI) .................................................................................................................................................... 8 III.3.3. Remuneração do Capital (RC) E Quota de Reintegração Regulatória (QRR) ........................................................................ 8 III.3.3.1. Custo de Capital ................................................................................................................................................................... 9 III.3.3.2. Base de Remuneração Regulatória ...................................................................................................................................... 9 III.3.4. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI). ...................................................................................................... 11 III.3.5. Ajuste da Parcela B em função do Índice de Ajuste de Mercado e do Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade .. 12 III.3.6. Outras Receitas (OR) ............................................................................................................................................................ 13

III.4. PARCELA A .............................................................................................................................................................................. 14 III.4.1. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE) .................................................................................................................... 14 III.4.1.1. Energia Requerida .............................................................................................................................................................. 15 III.4.1.2. Valoração da Compra de Energia ....................................................................................................................................... 17 III.4.2. Custos com Transporte de Energia (CT) ............................................................................................................................... 20 III.4.3 ENCARGOS SETORIAIS (ES) ............................................................................................................................................... 21 III.5. FATOR X .................................................................................................................................................................................. 21 III.5.1. Componente de Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd ...................................................................... 22 III.5.2. Trajetória de Eficiência para os Custos Operacionais – T ..................................................................................................... 22 III.5.3. Componente de Qualidade do Serviço – Q ........................................................................................................................... 22 III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS ....................................................................................................................... 22

IV SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS ...................................................................................................................... 24 V. METODOLOGIA PARA O CUMPRIMENTO DE LIMINARES RELATIVAS AO PAGAMENTO DA CDE ..................................... 25 VI. RESULTADO DA REVISÃO ......................................................................................................................................................... 25 VII. CONCLUSÃO .............................................................................................................................................................................. 30




Número: 48581.000042/2018-00

(Fls. 2 da Nota Técnica no 02/2018-SGT/ANEEL, de 15/01/2018).

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

Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005354/2017-92

Nota Técnica no 02/2018–SGT/ANEEL

Em 15 de janeiro de 2018.

Processo n.º 48500.005354/2017-92 Assunto: Quarta Revisão Tarifária Periódica da CPFL-Paulista - Companhia Paulista de Força e Luz.

I. OBJETIVO

O objetivo desta Nota Técnica é submeter à Audiência Pública proposta da quarta revisão

tarifária periódica da CPFL-Paulista - Companhia Paulista de Força e Luz.

2. A presente proposta de revisão tarifária da CPFL Paulista segue os procedimentos e metodologias de cálculo previstos nos Módulos 2, 3 e 7 do Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET, que tratam do cálculo da revisão tarifária, do reajuste tarifário e da estrutura tarifária. 3. Uma revisão conceitual das metodologias aplicáveis, que vai além do escopo da presente Nota Técnica, pode ser feita a partir das seguintes referências:

Submódulo 2.1 e Nota Técnica 065/2015-SRM/SGT/ANEEL: Procedimentos Gerais; Submódulo 2.2 e Nota Técnica 066/2015-SRM/SGT/ANEEL: Custos Operacionais; Submódulo 2.3 e Nota Técnica 400/2014-SRE/ANEEL: Base de Remuneração Regulatória; Submódulo 2.4 e Nota Técnica 022/2015-SRE/ANEEL: Custo de Capital; Submódulo 2.5 e Nota Técnica 067/2015-SRM/SGT/ANEEL: Fator X; Submódulo 2.6 e Nota Técnica 106/2015-SRM/SGT/ANEEL: Perdas de Energia; Submódulo 2.7 e Nota Técnica 105/2015-SRM/SGT/ANEEL: Outras Receitas; Submódulo 2.8 e Nota Técnica 400/2014-SRE/ANEEL: Geração Própria de Energia.

4. A Seção II apresenta uma breve descrição dos fatos relativos à revisão tarifária da CPFL Paulista. A Seção III descreve o cálculo da revisão tarifária periódica, compreendendo o cálculo do Reposicionamento Tarifário, Receita Verificada, Parcela B, Parcela A, Outras Receitas, Componentes Financeiros e Fator X. A seção IV traz as conclusões.

II. DOS FATOS

5. O Contrato de Concessão nº 014/1997, que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CPFL Paulista, define a data de 08/04/2018 para a realização da quarta revisão tarifária periódica.




Número: 48581.000042/2018-00




6. As informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária, foram solicitadas por meio do Ofício n° 126/2017-SGT/ANEEL, de 06 de outubro de 2017, sendo encaminhados pela concessionária mediante a Carta n° 211/RR/CPFL Paulista, de 10 novembro de 2017. 7. Respectivamente, nos dias 29/11 e 01/12 de 2017, a proposta preliminar da revisão tarifária foi encaminhada à CPFL Paulista e ao Conselho de Consumidores.

8. Em 21/12/2017, na sede desta Agência, foram realizadas reuniões com os representantes da empresa e com o conselho de consumidores para discutir a proposta preliminar da revisão tarifária a ser submetida em Audiência Pública.

III. ANÁLISE

12. Na Revisão Tarifária Periódica – RTP, as tarifas são reposicionadas levando-se em consideração os novos padrões de produtividade exigidos para a concessionária ao longo do ciclo e as alterações na estrutura de custos. 13. No momento da RTP também são definidas as regras de aplicação do Fator X nos reajustes tarifários. O Fator X tem como objetivo repassar aos consumidores os ganhos de produtividade obtidos pela concessionária e os resultados da aplicação dos mecanismos de incentivos que foram estabelecidos pela ANEEL nos processos tarifários.

14. O percentual médio do reposicionamento tarifário é o resultado da razão entre a Receita Requerida e a Receita Verificada, ambas calculadas tendo como referência o mercado dos 12 (doze) meses imediatamente anteriores ao mês de aniversário da revisão tarifária.

15. A Receita Requerida reflete os custos operacionais eficientes e a remuneração adequada dos investimentos necessários para a prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica. O cálculo da receita requerida também compreende a atualização de custos relacionados às atividades de geração e transmissão e aos encargos setoriais.

16. A Receita Verificada corresponde à receita que seria auferida caso não fossem alteradas as tarifas vigentes praticadas pela concessionária até o momento da revisão tarifária. O resultado da razão entre essas duas receitas corresponde o quanto que as tarifas devem variar em média.

17. O cálculo do percentual médio do reposicionamento tarifário segue a seguinte fórmula:

𝑹𝑻 = ( 𝐑𝐑

𝐑𝐕− 𝟏) × 𝟏𝟎𝟎 (1)

onde: RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%); RR: Receita Requerida;e RV: Receita Verificada.

18. A Receita Requerida é dividida em duas parcelas: a primeira, denominada de Parcela A, envolve custos relacionados à aquisição de energia elétrica para atendimento aos clientes, uso dos sistemas




Número: 48581.000042/2018-00




de transmissão e encargos setoriais. Em geral, a distribuidora não tem gestão completa sobre esses itens de custos, e, em razão disso, estes valores são apenas repassados para os clientes da empresa. 19. A segunda parcela, denominada de Parcela B, compreende as despesas com a prestação do serviço de distribuição de energia. São custos inerentes da atividade de distribuição, que estão sujeitos ao controle e influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária e, por definição, são repassados por meio de valores regulatórios.

20. Desse modo, a receita requerida da concessionária pode ser expressa da seguinte forma:

𝑹𝑹 = 𝑽𝑷𝑨 + 𝑽𝑷𝑩 (2)

onde: RR: Receita requerida; VPA: Valor da Parcela A; VPB: Valor da Parcela B;

21. No que se refere aos custos de Parcela B, são dois os custos que compõem a receita da concessionária: os custos operacionais e os de capital. Os custos operacionais são os custos necessários para a empresa prover o serviço de distribuição de energia, incluindo os custos com gestão de pessoas, infraestrutura física e materiais e serviços. 22. Os custos de capital incluem os montantes investidos pela concessionária ainda não depreciados, chamado de base de remuneração. Esta base de remuneração é multiplicada pela taxa de retorno para determinar o total de remuneração do capital investido pela distribuidora. No cálculo dos custos de capital também é incluída a quota de reintegração regulatória, que representa a recomposição dos investimentos realizados para a prestação do serviço de distribuição ao longo da vida útil dos bens e direitos.

23. Outro item que é adicionado ao custo de capital são os tributos a ele associados, de forma a assegurar que a remuneração efetivamente auferida pela empresa regulada seja suficiente para o pagamento do Imposto de Renda sobre Pessoa Jurídica - IPRJ e a Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL. 24. No cálculo dos valores regulatórios de Parcela B, também se faz necessário a atualização dos valores por um fator de ajuste de mercado, de modo a considerar que ao longo da vigência das tarifas estabelecidas na revisão o mercado da concessionária será outro, distinto do utilizado como referência para o cálculo da revisão.

25. Da mesma forma são descontados do cálculo da Parcela B os resultados da aplicação dos mecanismos de incentivos à melhoria da qualidade pela ANEEL com incidência na revisão tarifária. Por fim, são descontadas as Outras Receitas auferidas pela concessionária, que são revertidas em parte para a modicidade tarifária. 26. A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela B no processo de revisão tarifária. É basicamente sob este componente que os processos de revisão e reajuste se distinguem, quanto ao nível de preços.

𝑽𝑷𝑩 = (𝑪𝑨𝑶𝑴 + 𝑪𝑨𝑨) ∙ (𝟏 − 𝑷𝒎 − 𝑴𝑰𝑸) − 𝑶𝑹 (3)

onde:




Número: 48581.000042/2018-00




CAOM: Custo de Administração, Operação e Manutenção; CAA: Custo Anual dos Ativos; 𝑃𝑚: Fator de Ajuste de Mercado; e

𝑀𝐼𝑄: Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade;

𝑂𝑅: Outras Receitas

27. Por sua vez, o Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) é dado pela soma dos componentes abaixo:

𝑪𝑨𝑶𝑴 = 𝑪𝑶 + 𝑹𝑰 (4)

onde: CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção; CO3: Custos Operacionais e RI: Receitas Irrecuperáveis.

28. Enquanto que o Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes abaixo:

𝑪𝑨𝑨 = 𝑹𝑪 + 𝑸𝑹𝑹 + 𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰 (5)

onde: CAA: Custo Anual dos Ativos; RC: Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos; QRR: Quota de Reintegração Regulatória (depreciação); e CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades).

29. A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela A:

𝑽𝑷𝑨 = 𝑪𝑬 + 𝑪𝑻 + 𝑬𝑺 (6)

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; e ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica.

30. Os procedimentos de cálculo da Parcela A, nos processos de revisão tarifária, são semelhantes aos adotados nos processos de reajustes. A regra de cálculo de cada um dos componentes de Parcela A estão descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET. III.I REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO 31. O reposicionamento tarifário calculado para a CPFL Paulista, quando se analisa apenas a variação dos custos de Parcela A e B, resultou no percentual total médio de 8,11%.




Número: 48581.000042/2018-00




Tabela 1. Reposicionamento Tarifário Médio

III.2 RECEITA VERIFICADA

32. No cálculo da Receita de Verificada, foram considerados os dados de mercado informados pela concessionária no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas de base econômica homologadas no processo de reajuste tarifário homologado em 2017. O mercado de referência correspondeu o período de abril/2017 a março/2018.

33. O quadro a seguir apresenta o valor da Receita de Verificada (RA) por subgrupo tarifário e nível de tensão.

Tabela 2 – Receita Verificada

III.3 PARCELA B

III.3.1. Custos Operacionais (CO) 34. A metodologia de definição dos custos operacionais, descrita no Sumódulo 2.2 do PRORET1, estabelece o método de comparação por benchmarking para a definição do nível eficiente dos custos operacionais que serão reconhecidos nas tarifas. 35. A identificação do nível eficiente é obtida pela comparação entre as distribuidoras, levando-se em consideração as características de cada concessionária. A partir dessa análise, é estabelecido um intervalo de custos operacionais regulatórios que serve de parâmetro para os valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.

1 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2015660_Proret_Submod_2_2_V2.pdf

Descrição Valores (R$)

VPA+VPB 10.025.759.928,49

Receita Verificada 9.273.432.272,69

Reposicionamento Tarifário Médio 8,11%

Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)

Fornecimento 20.415.802 8.131.893.370,68

A2 (88 a 138 kV) 429.383 156.143.402,39

A3 (69 kV) 283 368.813,42

A3a (30 kV a 44 kV) 16.886 6.510.266,23

A4 (2,3 kV a 25 kV) 5.759.665 2.282.085.458,93

BT (menor que 2,3 kV) 14.209.585 5.686.785.429,71

Suprimento 62.523 21.567.560,56

Demais Livres 10.009.399 1.036.512.516,43

Distribuição 262.168 20.060.193,60

Geração - 63.398.631,43

Total 30.749.892 9.273.432.272,69




Número: 48581.000042/2018-00




36. No momento da revisão, o intervalo de custos operacionais é atualizado para a data da revisão observando a variação da extensão de redes, números de consumidores, mercado, perdas não técnicas ajustadas e número de horas de fornecimento interrompido.

37. Numa análise posterior, compara-se o intervalo de custos eficientes atualizado com a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa da concessionária. Caso o valor de custos operacionais presente na tarifa esteja fora do intervalo definido pelo método de benchmarking, parte da diferença é incorporada no momento da revisão e a parcela remanescente é considerada para fins de cálculo do Componente T do Fator X.

38. Um passo seguinte é verificar se a trajetória estabelecida conforme análise anterior é compatível com a restrição de variação de 5% a.a.. Nos casos em que a trajetória excede a variação anual de 5%, a trajetória é ajustada para não exceder o limite anual.

39. Uma última etapa consiste na avaliação do prêmio de eficiência. Nos casos em que a aplicação da metodologia conforme descrita nos passos anteriores resultar em uma meta de custo operacional superior a 120% do custo real da empresa, o excedente desse valor será compartilhado em 50% com o consumidor. Nestes casos, o valor final da meta de custos operacionais é recalculado de modo a levar em consideração o compartilhamento do prêmio de eficiência.

40. A tabela a seguir resume o cálculo de definição dos Custos Operacionais regulatórios para a CPFL Paulista, no valor de R$ 1.034.298.322,82.

Tabela 3 – Custos operacionais regulatórios no reposicionamento

Descrição Limite Inferior Centro Limite Superior

1. Eficiência 90,34% 95,06% 98,82%

2. OPEX Benchmarking (Atualizado) - R$ 1.239.077.693 1.297.249.060 1.355.420.426

Comparação com intervalo de CO eficientes

Descrição Valor

3. OPEX nas tarifas - R$ 993.717.001

4. Meta estudo de eficiência - R$ 1.239.077.693

5. Variação Anual (% ) 4,51%

6. Meta do estudo de eficiência aplicado o limite de 5% a.a. 1.239.077.693

Avaliação do prêmio de eficiência

Descrição Reais

7. OPEX Real - R$ 961.807.936

8. Meta OPEX 1.239.077.693

9. Relação OPEX Real / Meta OPEX 128,83%

10. Meta OPEX aplicada a regra de compartilhamento 1.196.623.608

11. Número de anos no ciclo 5

12. OPEX na revisão [ = 3. + (10. - 3.) / 11.] 1.034.298.323




Número: 48581.000042/2018-00




41. No caso da CPFL Paulista, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa é menor do que o intervalo inferior definido pelo método de benchmarking. Como resultado, é estabelecida uma trajetória de aumento da Parcela B ao longo do ciclo, para que, ao final deste, os custos operacionais regulatórios alcancem o limite inferior do intervalo. 42. Uma vez que a aplicação direta da metodologia resultou em uma trajetória de 4,51% a.a., não foi necessário ajustar a meta regulatória para que a trajetória não excedesse o limite anual de 5%. Em relação à comparação que é realizada com os custos reais, a aplicação da metodologia resultou em relação entre a meta de custos operacionais e os custos reais de 128,83%, e consequentemente foi necessário recalcular a trajetória para compartilhar com o consumidor o valor excedente a 120%.

III.3.2. Receitas Irrecuperáveis (RI) 43. O valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado no processo de revisão tarifária é composto por duas parcelas: (1) uma associada aos encargos setoriais e (2) outra relativa aos demais itens da receita da distribuidora. 44. O cálculo da parcela relativa aos encargos setoriais é feito a partir do nível de receitas irrecuperáveis da própria concessionária. O objetivo é calcular os custos com encargos setoriais da forma mais precisa possível considerando, inclusive, o montante que é faturado e não recebido pelas concessionárias. Os níveis de receitas irrecuperáveis de cada concessionária são reconhecidos desde que não superem os limites estabelecidos no Submódulo 2.2 do PRORET

45. Para a parcela de receitas irrecuperáveis relativa aos demais itens da receita, são definidos percentuais regulatórios específicos para cada empresa, por classe de consumo. Os percentuais regulatórios são baseados no desempenho das distribuidoras, que são comparadas conforme sua posição no ranking de complexidade socioeconômica das áreas de concessão.

46. A tabela a seguir resume o cálculo do valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado no processo de revisão tarifária, segregado em suas duas parcelas, uma relacionada aos encargos setoriais e outra relativa ao restante da receita.

Tabela 4 – Receitas Irrecuperáveis

III.3.3. Remuneração do Capital (RC) E Quota de Reintegração Regulatória (QRR) 47. A Remuneração do Capital (RC) corresponde à remuneração dos investimentos realizados pela concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória e do custo de capital. O Custo de Capital se refere ao retorno dos investimentos realizados e a Base de Remuneração aos ativos. 48. Na remuneração de capital, estão inclusas também a Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais - RCOE e a Remuneração para recursos da Reserva Global de Reversão –RGR. A apuração destes segue os submódulos 2.1 e 2.4 do Proret.

Descrição Receita Base (R$) % RI RI (R$)

Encargos Setoriais 3.250.902.370 0,74% 24.203.282

Restante da Receita 10.078.577.334 0,36% 36.268.682

Total 13.329.479.704 0,45% 60.471.964




Número: 48581.000042/2018-00




49. A Quota de Reintegração Regulatória (QRR), por sua vez, corresponde à parcela que considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados e tem por finalidade recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da sua vida útil. A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória e da taxa média de depreciação das instalações. 50. Para o cálculo da taxa média de depreciação das instalações, devem-se utilizar as taxas anuais de depreciação definidas na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE. III.3.3.1. Custo de Capital

51. Para o cálculo da taxa de retorno utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC), incluindo o efeito dos impostos sobre a renda. Para este ciclo de revisão foi definido que o WACC depois de impostos é de 8,09%, conforme estabelece o Submódulo 2.4 do PRORET2. 52. Tendo em vista que as tributações sobre a renda estão sujeitas a tratamento legal diferenciado, de acordo com as especificidades da distribuidora, as alíquotas finais podem resultar em valores distintos. O Submódulo 2.4 Proret apresenta os seguintes valores de WACC antes de Impostos para 4 tipos diferentes tributação, conforme descrito na Tabela abaixo

Tabela 5. WACC antes de Impostos

WACC Alíquota de IRPJ e CSLL

Taxa (rwacc-pré)

WACC real antes dos impostosa Isento 9,97%

WACC real antes dos impostosb 15,25% 10,77%

WACC real antes dos impostosc 24% 11,45%

WACC real antes dos impostosd 34% 12,26%

a) concessionárias isentas de impostos sobre a renda; b) concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM; c) concessionárias com lucro regulatório inferior a R$240.000; e d) todas as demais.

53. No caso da CPFL Paulista, o WACC real antes de impostos é de 12,26%, uma vez que a empresa não tem isenção de impostos. III.3.3.2. Base de Remuneração Regulatória

54. A metodologia a ser utilizada para definição da Base de Remuneração Regulatória (BRR) nos processos de Revisão Tarifária Periódica (RTP) das concessionárias de serviço púbico de distribuição de energia elétrica está descrita no Submódulo 2.3 do PRORET3. 55. Para a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração, devem ser observadas as

2 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2015648_Proret_Submod_2_4_V2.pdf 3 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2015686_Proret_Submod_2_3_V5.pdf




Número: 48581.000042/2018-00




seguintes diretrizes:

a) A base de remuneração aprovada no terceiro ciclo de revisão tarifária (3CRTP) deve ser “blindada”. Entende- se como base blindada os valores aprovados por laudo de avaliação ajustados, incluindo as movimentações ocorridas (adições, baixas, depreciação) e as respectivas atualizações;

b) As inclusões entre as datas-base do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária, desde que ainda em operação, compõem a Base Incremental e são avaliadas no processo de revisão tarifária;

c) Os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da base de remuneração blindada (item a) com os valores das inclusões ocorridas entre as datas-base do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária – base incremental (item b);

d) Considera-se como data-base do laudo de avaliação o último dia do sexto mês anterior ao mês da atual revisão tarifária;

e) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IPCA, entre a data-base do laudo de avaliação e a data da revisão tarifária.

56. Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica somente são elegíveis a compor a Base de Remuneração Regulatória quando efetivamente utilizados no serviço público de distribuição de energia elétrica. São desconsiderados da base de remuneração aqueles ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória – BAR. 57. As tabelas a seguir resumem o cálculo da Base de Remuneração Regulatória, bem como da remuneração e quota de reintegração.




Número: 48581.000042/2018-00




Tabela 6 – Remuneração do Capital e Quota de Reintegração

58. O valor da Base de Remuneração Regulatória segundo laudo de avaliação, ainda não fiscalizado, foi informado pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF por meio do Memorando nº 702/2017-SFF/ANEEL, de 22 de dezembro de 2017, na Data-Base de 31 de outubro de 2017. 59. Em atendimento ao estabelecido no Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, os valores informados pela SFF foram atualizados pelo IPCA, entre a data-base do laudo de avaliação e a data da revisão tarifária.

III.3.4. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI). 60. O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades, refere-se aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos, e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo. Este custo é calculado a partir da Base de Anuidade Regulatória, que é determinada por uma proporção do AIS, conforme estabelece o Submódulo 2.3 do PRORET.

61. Uma vez definida a base de anuidade regulatória, para o cálculo da anuidade, é necessário segregar em 3 grupos de ativos, conforme tabela a seguir:

Tabela 7 – Segregação da Base de Anuidade Regulatória nos Grupos de Ativos

Grupo de Ativos (% da BAR)

Aluguéis (𝐵𝐴𝑅𝐴) 45%

Descrição

(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) 16.745.973.886

(2) Índice de Aproveitamento Integral 2.447.577

(3) Obrigações Especiais Bruta 3.032.938.540

(4) Bens Totalmente Depreciados 4.410.757.531

(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) 9.299.830.238

(6) Depreciação Acumulada 9.937.189.749

(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) 6.808.784.137

(8) Índice de Aproveitamento Depreciado 551.397

(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) 6.808.232.740

(10) Almoxarifado em Operação 5.539.870

(11) Ativo Diferido -

(12) Obrigações Especiais Líquida 1.982.829.589

(13) Terrenos e Servidões 298.123.122

(14) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)+(10)+(11)-(12)+(13) 5.129.066.143

(15) Saldo RGR PLPT 2.700.537

(16) Saldo RGR Demais Investimentos -

(17) Taxa de Depreciação 3,72%

(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) 345.953.685

(19) Remuneração de Obrigações Especiais 45.681.809

(20) Remuneração do Capital 674.193.946




Número: 48581.000042/2018-00




Veículos (𝐵𝐴𝑅𝑉) 12%

Sistemas (BARI) 43%

62. Uma vez segregadas, as Anuidades são dadas por:

𝐂𝐀𝐈𝐌𝐈 = 𝐂𝐀𝐋 + 𝐂𝐀𝐕 + 𝐂𝐀𝐈 (7)

onde: CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades); CAL: Custo Anual de Aluguéis; CAV: Custo Anual de Veículos; e CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática.

63. As Anuidades serão calculadas com depreciação linear na vida útil e com remuneração sobre 50% do investimento. 64. A tabela a seguir resume os valores relativos ao CAIMI:

Tabela 8: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI

III.3.5. Ajuste da Parcela B em função do Índice de Ajuste de Mercado e do Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade 65. Ao Custo de Administração, Operação e Manutenção – CAOM e ao Custo Anual dos Ativos – CAA é aplicado um fator de ajuste de mercado e um mecanismo de incentivo à qualidade. 66. O índice de ajuste de mercado, denominado de Fator de Ajuste de Mercado, considera os ganhos potenciais de produtividade entre o ano anterior à revisão tarifária, período de referência, e o período em que as tarifas definidas na revisão estarão vigentes, que são os doze meses posteriores à revisão.

67. O valor do Fator de Ajuste de Mercado (Pm), a ser aplicado na revisão tarifária periódica de cada concessionária, no ajuste do Valor da Parcela B, é definido a partir da produtividade média do setor de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do número de unidades consumidoras da concessionária entre a atual revisão tarifária e a do último ciclo tarifário. Para este ciclo da CPFL Paulista, o Fator de Ajuste de Mercado aplicado é de 1,00%.

Descrição Valores (R$)

(1) Base de Anuidade Regulatória (BAR) 920.907.394

(2) Base de Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (BARA) 414.408.327

(3) Base de Anuidade - Veículos (BARV) 110.508.887

(4) Base de Anuidade - Sistemas de Informática (BARI) 395.990.180

(5) Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (CAL) 46.654.940

(6) Anuidade - Veículos (CAV) 22.561.179

(7) Anuidade - Sistemas de Informática (CAI) 98.989.326

(8) CAIMI = (5)+(6)+(7) 168.205.445




Número: 48581.000042/2018-00




68. Para o cálculo do Mecanismo de Incentivo à Qualidade, são considerados os indicadores Duração Equivalente de Interrupção (DEC), Frequência Equivalente de Interrupção (FEC), Frequência Equivalente de Reclamação (FER), Índice Aneel de Satisfação do Consumidor (IASC), Indicador de Nível de Serviço de Serviço do Atendimento Telefônico (INS), Indicador de Abandono do Atendimento Telefônico (IAb) e Indicador de Chamadas Ocupadas do Atendimento Telefônico (ICO). O mecanismo busca incentivar a melhoria contínua dos indicadores, além de observar o desempenho entre as distribuidoras

69. A CPFL Paulista situa-se no período de transição, de abril de 2016 a março de 2019, quanto à aplicação da metodologia definida pelo Submódulo 2.5 do PRORET, descrita na seção III.5.3 desta Nota Técnica. Para os processos de revisão tarifária de concessionárias, cujas datas se situam nesse período de transição, todos os indicadores de qualidade técnica são considerados.

70. O Fator de Ajuste de Qualidade, calculado para aplicação na atual revisão tarifária, foi definido em -0,19%. 71. A tabela a seguir resume o cálculo da Parcela B ajustada da revisão tarifária da CPFL Paulista.

Tabela 9: Cálculo da Parcela B ajustada

III.3.6. Outras Receitas (OR)

72. As outras receitas podem ser classificadas em duas categorias, conforme sua natureza: “receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia elétrica”, que são as relativas aos serviços cobráveis e “receitas de atividades acessórias”, que são atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida por conta e risco das concessionárias. As atividades acessórias subdividem-se em 2 subgrupos: Atividades acessórias próprias e Atividades acessórias complementares, descritas no Submódulo 2.7 do PRORET. 73. O compartilhamento das receitas decorrentes das atividades acessórias próprias será de 60% da receita bruta, ou seja, um percentual de 40% será atribuído à concessionária, com fins de estimular a eficiência na prestação do serviço, enquanto a outra parcela será destinada aos consumidores do serviço de distribuição de energia elétrica.

Descrição Valores

Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) 1.094.770.287

Custos Operacionais (CO) 1.034.298.322,82

Receitas Irrecuperáveis - Encargos Setoriais (Vi) 24.203.281,85

Demais Receitas Irrecuperáveis (Vse) 36.268.681,86

Custo Anual dos Ativos (CAA) 1.188.353.075

Remuneração do Capital (RC) 674.193.945,74

Quota de Reintegração Regulatória (QRR) 345.953.684,86

Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI) 168.205.444,50

Parcela B (VPB) 2.283.123.362

Índice de Produtividade da Parcela B 1,00%

Mecanismo de Incentivo à Qualidade -0,19%

Parcela B com ajustes 2.264.704.981




Número: 48581.000042/2018-00




74. Já o compartilhamento das receitas inerentes às atividades acessórias complementares também será de 60% da receita bruta da concessionária, com exceção dos itens: a) (8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; (9) sistemas de iluminação pública, b) eficientização do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei e c) serviços de comunicação de dados, os quais o percentual de compartilhamento será de 30% da receita bruta. 75. Desse modo, para cada natureza de receita, há um percentual que deve ser revertido à modicidade tarifária, nos termos do Submódulo 2.7 do PRORET. A tabela a seguir sintetiza o cálculo de “Outras Receitas”.

Tabela 10: Outras Receitas

III.4. PARCELA A

76. O Valor da Parcela A é calculado considerando-se o Mercado de Referência e as condições vigentes na data da revisão tarifária periódica. Compreende os custos com aquisição de energia elétrica (CE), os custos com conexão e uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão (CT) e os custos com Encargos Setoriais (ES).

III.4.1. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE) 77. Os critérios e procedimentos de cálculo dos custos de aquisição de energia elétrica e geração própria a serem considerados neste processo tarifário estão detalhados no Submódulo 3.2 do PRORET4, aprovado pela REN 604/2014.

4 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2014604_Proret_Submod_3_2_V0.pdf.

Descrição das atividades Compartilhamento Receita Regulatória

Serviços Cobráveis 60% 7.730.497,78

Arrecadação de convênios ou valores pela fatura e arredação por terceiros 60% 4.870.870,44

Receita proveniente da comercialização de resultados de projetos de P&D 50% 0,00

Veiculação de publicidade 60% 0,00

Aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos 60% 1.232.893,52

Compartilhamento de infraestrutura (Média 36 meses) 60% 63.482.885,68

Serviços de avaliação técnica e aferição de medidores. 60% 0,00

Operacionalização de serviço de créditos tributários 60% 7.809.816,46

Elaboração de projeto, construção, operação, manutenção ou reforma de:

(1) redes de distribuição de energia elétrica destinadas à regularização fundiária de interesse específico e ao atendimento dos

empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras;60% 0,00

(2) redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão; 60% 2.009.710,07

(3) subestações de energia; 60% 1.308,75

(4) instalações elétricas internas de unidades consumidoras; 60% 0,00

(5) banco de capacitores: 60% 0,00

(6) padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; 60% 0,00

(7) sistemas de medição de energia elétrica; 60% 493.097,54

(8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; 30% 0,00

(9) sistemas de iluminação pública. 60% 0,00

Eficientização do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de

Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei30% 0,00

Serviços de comunicação de dados 30% 0,00

Serviços de consultoria 60% 0,00

Total 87.631.080,25




Número: 48581.000042/2018-00




III.4.1.1. Energia Requerida 78. Além da energia necessária ao atendimento de seus consumidores, há de considerar que nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Perdas de energia são inerentes à natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica. Cabe à ANEEL definir, a cada revisão tarifária, um referencial regulatório de perdas que leve em consideração o desempenho da concessionária nos segmentos de perdas que tenha maior gestão. 79. As perdas podem ser segmentadas entre perdas na Rede Básica, que são externas ao sistema de distribuição da concessionária e tem origem iminentemente técnica, e as perdas na distribuição que podem ser de natureza técnica ou não técnica. 80. As perdas técnicas se referem à parcela das perdas na distribuição inerente ao processo de transporte, transformação de tensão e medição da energia na rede da concessionária. As perdas não técnicas, por sua vez, representam todas as demais perdas associadas à distribuição de energia elétrica, tais como furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, etc. São medidas pela diferença entre as perdas na distribuição e as perdas técnicas. 81. As perdas técnicas são calculadas levando-se em consideração as características do sistema de distribuição da concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica, bitola dos condutores, tipo de transformadores, etc. São calculadas as perdas nas redes de distribuição em alta, média e baixa tensão, subestações, transformadores de distribuição, além dos ramais de ligação e medidores. O Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição – PRODIST detalha a metodologia empregada para o cálculo das perdas técnicas. O nível de perdas técnicas calculado, como percentual da energia injetada, é mantido constante em todos os processos tarifários até a revisão subsequente.

82. O valor de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado pela Superintendência de Regulação da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 005/2018-SRD/ANEEL, de 02/01/2018, que encaminhou a Nota Técnica n° 004/2018-SRD/ANEEL, no percentual de 6,60% sobre a energia injetada.

83. O referencial regulatório para as Perdas Não Técnicas é redefinido a cada revisão tarifária e pode se dar na forma de uma trajetória decrescente, reconhecendo-se um nível menor de perdas não técnicas a cada reajuste tarifário, ou na forma de uma meta fixa, em que o nível de perdas não técnicas reconhecido nas tarifas, sempre referenciado em termos de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, se mantém constante ao longo do ciclo tarifário. O Submódulo 2.6 do PRORET detalha a metodologia empregada para o cálculo das perdas não técnicas.

84. A tabela a seguir sintetiza o cálculo das perdas não técnicas para a concessionária.




Número: 48581.000042/2018-00




Tabela 11 – Trajetória Perdas Não Técnicas Regulatória

85. No caso da CPFL Paulista, foi aplicada a regra geral. Assim, tendo-se o mercado faturado como referência, estabeleceu-se, como ponto de partida, a meta definida no ciclo anterior, de 4,79%, mantendo-se esse percentual até o final do ciclo (2022), isso porque o ponto de partida já é considerado referencial para empresas do porte da distribuidora. 86. Para o cálculo das perdas elétricas, são ainda apuradas as perdas das DIT de uso compartilhado e na Rede Básica. Essas perdas são apuradas em cada processo tarifário, com base nas medições dos últimos 12 meses das perdas apuradas na Rede Básica e nas Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso compartilhada, contabilizadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE. 87. Para obtenção da energia requerida, é necessário somar as perdas regulatórias, em MWh, de acordo com os respectivos percentuais determinados na revisão tarifária, ao mercado de venda da concessionária. O mercado de venda da concessionária representa toda energia faturada no mercado cativo, consumo próprio e energia suprida a outras distribuidoras 88. A tabela a seguir apresenta o cálculo da energia requerida considerada no processo de revisão tarifária.

Descrição Perdas Não Técnica (% BT)

1. Meta 3º Ciclo (Faturada) 4,61%

2. Diferença entre medido e faturado (mediana 4 últimos anos) 1,69%

3. Meta 3º Ciclo (Medida) [1. + 2.] 6,30%

4. Média Histórico (Medida) 6,48%

5. Ponto de Partida [ = Média Histórica ] 6,48%

6. Ponto de Partida (faturado) 4,79%

Descrição Modelo C Modelo G Modelo K

Empresa Benchmark EMG EMG EMG

5. Perda Benchmark (PNT/BT) 2,93% 2,93% 2,93%

6. Perda CPFL PAULISTA (PNT/BT) 8,11% 8,11% 8,11%

7. Probabilidade de Comparação 60,38% 66,10% 61,58%

8. Meta baseada em cada Benchmark [ 7. x 5. + ( 1.- 7.) x 6. ] 4,98% 4,69% 4,92%

9. Meta média dos Benchmarks [média( 8 ) ]

10. Ponto de Partida (PNT/BT)

11. Meta [ = Ponto de Partida ]

12. Meta (Faturado)

Descrição Ponto Partida 2018 2019 2020 2021 2022

Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta) 6,48% 6,48% 6,48% 6,48% 6,48% 6,48%

Velocidade de Redução (a.a) 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

Limite de Redução (a.a) 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

Referencial Regulatório PNT/BT (medido) 6,48% 6,48% 6,48% 6,48% 6,48% 6,48%

Diferença entre medido e faturado 1,69% 1,69% 1,69% 1,69% 1,69% 1,69%

Referencial Regulatório PNT/BT (faturado) 4,79% 4,79% 4,79% 4,79% 4,79% 4,79%

Referencial Regulatório PT/Einj 6,60% 6,60% 6,60% 6,60% 6,60% 6,60%

2 - Cálculo do Ponto de Chegada

4,86%

6,48%

6,48%

4,79%

1 - Cálculo do Ponto de Partida




Número: 48581.000042/2018-00




Tabela 12 – Energia Requerida

89. Cumpre registrar que a concessionária apresentou pleito no sentido de que fosse considerado, para fins de composição na base de cálculo do montante de perdas, um montante de energia de inversões. Isso ocorre porque os dados informados pela distribuidora no SAMP Balanço consideram a energia passante na rede de distribuição da distribuidora sem um faturamento associado. Como não há campo específico para essa finalidade no SAMP Fornecimento e no SAMP Receita, que são insumos da planilha de reajuste tarifário, a energia de inversões deve ser adicionada. Para tanto, foi calculado o valor total de Uso Distribuidoras no SAMP Balanço (que considera as inversões) deduzido dos valores que já constam da planilha de reajuste tarifário, totalizando 1.739.952 MWh, que foram adicionados à energia injetada no atual processo tarifário. III.4.1.2. Valoração da Compra de Energia 90. O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial à Lei nº 10.848/2004 e ao Decreto nº 5.163/2004, bem como os contratos bilaterais de energia. 91. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborou-se o Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica, considerando o período de referência em questão. 92. No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia, foram adotados os procedimentos detalhados no Submódulo 3.2 do PRORET5, bem como utilizadas as informações constantes nos seguintes dispositivos legais e documentos:

Tabela 13: Informações para valoração da compra de energia

Tipo de Contrato Dado Utilizado Dispositivo Legal

Bilaterais Tarifas e montantes Memorando nº 249/2017-SRM/ANEEL

Itaipu Tarifa de repasse de potência REH 2.363/2017

Cota Angra I/Angra II Receita Fixa e Tarifa de repasse REH 2.359/2017

Cotas Lei n º 12783/2013 Receitas Anuais de Geração REHs 2.265, 2.288 e 2.353/2017

Cota do PROINFA Montante e cota REH 2.365/2017

93. Para o cálculo do preço de repasse dos CCEARs por disponibilidade, foi levado em conta o fato de que para patamares de geração térmica de usinas cujo CVU encontra-se acima de 211,28 R$/MWh, as concessionárias obterão receita adicional com o acionamento das bandeiras tarifárias. Portanto, os valores de

5 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2014604_Proret_Submod_3_2_V0.pdf.

Descrição Energia (MWh)

Perdas na Rede Básica 557.444

Perdas na Distribuição 3.028.373

Perdas Técnicas 2.347.695

Perdas Não Técnicas 680.678

Energia Vendida 20.478.325

Energia Requerida 24.064.142,58




Número: 48581.000042/2018-00




CMO utilizados para obter a previsão do custo de geração da parcela variável dos CCEARs por disponibilidade foram fixados em 211,28 R$/MWh para os 12 meses subsequentes.

94. A tabela a seguir demonstra os contratos de compra de energia elétrica e os seus respectivos montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos montantes de energia adquirida.




Número: 48581.000042/2018-00




Tabela 14: Custo com Compra de Energia

ContratosMontante Contratado

(MWh)

Montante Considerado

(MWh)

Tarifa

(R$/MWh)

Despesa

(R$)

AMBIENTE REGULADO - CCEAR 11.705.623,17 10.111.282,88 214,65 2.170.373.750,98

2014-20 12º Leilão de Energia Nova 68.795,51 59.425,36 148,77 8.840.951,89



2014-6 13º Leilão de Energia Existente 179.986,96 155.472,21 375,15 58.324.642,87

2014-6 13º Leilão de Energia Existente 313,56 270,85 344,04 93.184,57





2018-25 18º Leilão de Energia Nova 4.834,32 4.175,87 176,64 737.630,52






2010-15 1º Leilão de Energia Nova 52,39 45,25 270,30 12.231,79

2010-15 1º Leilão de Fontes Alternativas 59.348,33 51.264,91 259,07 13.281.013,40








2017-20 3º Leilão de Fontes Alternativas 2.338,96 2.020,39 207,95 420.132,25




2013-15 7º. Leilao de Energia Nova 530.483,79 458.230,34 285,47 130.809.645,31


2015-30 10º Leilão de Energia Nova/Nova regra 151.299,28 130.691,88 145,38 18.999.524,78













2010-30 1º Leilão de Fontes Alternativas 26.844,48 23.188,18 251,55 5.832.959,62

2012-30 1º Leilão de Projetos Estruturantes(UHE S Antonio) 344.086,23 297.220,67 143,62 42.686.836,06

2019-30 20º Leilão de Energia Nova/Nova regra 465,91 402,45 196,21 78.965,07

2009-30 2º Leilão de Energia Nova 1.314.204,61 1.135.206,08 245,30 278.465.185,62


2013-30 2º Leilão de Projetos Estruturantes(UHE Jirau) 905.059,43 781.787,67 126,32 98.756.559,79


2015-30 3º Leilão de Projetos Estruturantes(UHE Belo Monte)/Nova regra 1.965.958,80 1.698.189,43 123,66 210.000.254,68


2016-30 7º. Leilao de Energia Nova 26.497,22 22.888,22 172,06 3.938.053,18

2012-30 8º Leilão de Energia Nova 2.779,07 2.400,55 240,47 577.261,34

Bilaterais 4.185.431,64 3.615.363,55 221,19 799.683.061,15

BARRA GRANDE ENERGIA 555.804,48 480.102,28 244,70 117.483.159,89

CERAN 442.493,88 382.224,91 244,34 93.391.060,17

ENERCAN 1.044.980,40 902.651,00 193,01 174.220.669,00

FOZ DO CHAPECÓ 1.009.152,00 871.702,53 245,30 213.832.299,44

PETROBRAS COMERCIALIZADORA DE ENERGIA LTDA 1.129.602,00 975.746,89 205,09 200.115.928,99

CPFL GERAÇÃO DE ENERGIA (MONJOLINHO) 3.398,88 2.935,94 217,97 639.943,67

Energia Base 11.887.891,73 10.337.496,16 138,14 1.428.045.615,97

Cota Angra I/Angra II 906.570,14 783.092,62 240,80 188.568.702,83

Cotas Lei n º 12783/2013 5.622.422,65 4.856.632,15 76,40 371.066.748,56

Itaipu (tirando as perdas) 4.853.988,89 4.192.861,34 207,12 868.410.164,59

PROINFA 504.910,05 504.910,05 - -

Total 27.778.946,53 24.064.142,58 182,77 4.398.102.428,10




Número: 48581.000042/2018-00




III.4.2. Custos com Transporte de Energia (CT) 95. Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Sistêmica e Fronteira), DIT Compartilhada e de uso exclusivo, Transporte de Itaipu, Uso da Rede Básica pela usina de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição. O detalhamento dos custos de transmissão bem como sua forma de cálculo encontra-se no Submódulo 3.3 do PRORET6, aprovado pela REN 604/2014. 96. Para o cálculo dos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, foram utilizados os MUSTs (Montantes de Uso do Sistema de Transmissão) constantes do CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão, celebrado entre o ONS e a distribuidora, disponibilizado no SACT – Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto que as tarifas foram obtidas da Resolução Homologatória nº 2.259, de 27 de junho de 2017. 97. Já os valores referentes aos Contratos de Conexão associados às instalações de transmissão de uso exclusivo foram obtidos da REH 2.258, de 27 de junho de 2017, além de considerar as informações presentes no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão.

98. Cabe esclarecer que a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais Instalações de Transmissão (DIT), presente na Resolução Homologatória do processo tarifário da distribuidora, pode diferir do custo de conexão repassado às tarifas. 99. A situação descrita acima pode ocorrer, pois, de acordo com o que consta no § 12 do artigo 7º e § 3º do artigo 7º-A da Resolução Normativa nº 67/2004 e § 6º do artigo 4º-A da Resolução Normativa nº 68/2004, os encargos de conexão associados às novas instalações de transmissão de uso exclusivo, apesar de serem devidos pela distribuidora a partir da data de entrada em operação comercial dessas instalações, só poderão ser considerados no cálculo da tarifa dos consumidores finais da concessionária ou permissionária de distribuição a partir da respectiva prestação de serviço, sem efeitos retroativos.

100. Os valores dos custos relacionados à transmissão de energia a serem considerados nesta revisão tarifária estão detalhados na tabela a seguir:

Tabela 15: Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT)


Descrição Valor (R$)

Rede Básica 598.937.780

Rede Básica Fronteira 206.307.435

Rede Básica ONS (A2) 6.109.466

MUST Itaipu 69.646.347

Transporte de Itaipu 104.653.015

Conexão 19.765.346

Total 1.005.419.389,29




Número: 48581.000042/2018-00




III.4.3 ENCARGOS SETORIAIS (ES) 101. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem finalidades específicas e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL e não representam ganhos de receita para a concessionária. A descrição dos encargos setoriais, bem como sua forma de cálculo, encontra-se no Submódulo 3.4 do PRORET7 aprovado pela REN 604/2014. 102. Os valores considerados serão levados em conta também na apuração da Neutralidade dos encargos setoriais e das respectivas Contas de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA) do próximo processo tarifário da concessionária. 103. Os valores dos encargos setoriais, bem como os dispositivos legais associados considerados nesta revisão tarifária, estão demonstrados na tabela abaixo:

Tabela 16: Encargos Setoriais (ACRESCENTAR COLUNA COM DISPOSITIVO LEGAL)

III.5. FATOR X 104. Conforme metodologia estabelecida no submódulo 2.5 do Proret, o Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes, estabelecido no momento da revisão tarifária, se mantenha ao longo do ciclo tarifário. É empregado no cálculo tarifário nos reajustes anuais quando o valor da Parcela B é corrigido pelo IGP-M menos o Fator X. Dessa forma, quanto maior o Fator X menor é o reajuste tarifário anual.

105. A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo do Fator X na revisão tarifária periódica busca defini-lo a partir dos ganhos potenciais de produtividade, compatíveis com o nível de crescimento do mercado, do número de unidades consumidoras e da qualidade do serviço, além de promover uma transição dos custos operacionais eficientes. 106. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por três componentes, conforme a formulação a seguir:

𝑭𝒂𝒕𝒐𝒓 𝑿 = 𝑷𝒅 + 𝑸 + 𝑻 (8)

onde:

𝑃𝑑 = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;


Descrição Valor (R$) Dispositivo Legal

Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 10.523.227 -

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 1.802.722.215 REHs 2.231/2017 e 2.358/2017

Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 309.977.547 Previsão SGT -JAN/2018

PROINFA 235.518.963 ReH 2.365/2017

P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 86.107.355 Res. Normativa nº 316/2008

ONS 314.903 Contribuição JAN/17 - DEZ/17

Total 2.445.164.210




Número: 48581.000042/2018-00




𝑄 = Qualidade do serviço; e 𝑇 = Trajetória de custos operacionais.

107. Os componentes Pd e T são definidos “ex-ante”, ou seja, no momento da revisão tarifária. O componente Q será especificado “ex-post”, ou seja, em cada reajuste tarifário posterior à atual revisão tarifária, embora a metodologia para seu cálculo seja desde já conhecida. III.5.1. Componente de Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd 108. O Componente Pd do Fator X consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de energia elétrica no período histórico analisado, e foi estimado a partir da variação observada, no curto prazo, do mercado e das unidades consumidoras. Seguindo a medologia do Submódulo 2.5 do Proret, o valor do componente Pd do Fator X a ser considerado nos reajustes subsequentes da CPFL Paulista é de 1,00%. III.5.2. Trajetória de Eficiência para os Custos Operacionais – T 109. O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição dos custos operacionais regulatórios. A metodologia de cálculo de custos operacionais, bem como o cálculo do Componente T, são descritos na seção III.3.1 da presente Nota Técnica. O valor do componente T do Fator X a ser considerado nos reajustes subsequentes da CPFL Paulista é de -1,76%. III.5.3. Componente de Qualidade do Serviço – Q

110. O Componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade do serviço prestado pelas distribuidoras ao longo do ciclo tarifário, alterando as tarifas de acordo com o comportamento de indicadores de qualidade.

111. Na aferição do nível de qualidade do serviço prestado, serão considerados indicadores dos serviços técnicos e comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a variação de sete indicadores e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL. 112. O componente Q do Fator X, calculado conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET, levou em conta os pesos dos indicadores técnicos DEC e FEC e dos indicadores comerciais IASC, FER, INS, IAb e ICO, e resultou em -0,19%.

III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS 113. Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias, em função de obrigação legais e regulamentares impostas às distribuidoras. Descrições detalhadas e formas de cálculo encontram-se nos Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET8. 114. Para esta fase de Audiência Pública, alguns componentes financeiros considerados na revisão tarifária da CPFL Paulista foram informados pela própria concessionária e ainda serão fiscalizados/validados 8 Para maiores detalhamentos dos componentes financeiros consultar os Submódulos 4.1 a 4.4 do PRORET em http://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret.




Número: 48581.000042/2018-00




posteriormente pela ANEEL. Os valores preliminares dos componentes financeiros são os seguintes:

i) Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA, esse item visa compensar os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 025, de 24 de janeiro de 2002, dos Ministérios de Minas e Energia e da Fazenda, o qual resultou em R$ 744.699.193,30. A Tabela abaixo indica os valores calculados para cada item da CVA.

Tabela 17: Valores apurados das CVA´s

ii) Repasse de Sobrecontratação/exposição de Energia. O valor do financeiro de Repasse de Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo para a atual etapa de Audiência Pública foi informado pela CPFL Paulista, totalizando o valor de R$ - 256.994.411,15.

iii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3°

da Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, foi verificado se o Saldo da CVA em Processamento considerado no processo tarifário de 2017 foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de juros SELIC verificada. Para o cálculo do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, utiliza-se os valores de CVA do 5º dia útil fiscalizados pela SFF, contudo, esses dados ainda não foram informados pela área fiscalizadora, resultando o valor de R$ 926.455.430,16.

iv) Demais Componentes Financeiros: em relação aos Demais Componentes

Financeiros elencados no Submódulo 4.4 do PRORET, aplicam-se os seguintes itens ao presente cálculo do Revisão Tarifária da CPFL Paulista: Garantias Financeiras de CCEARs, Neutralidade dos encargos setoriais, Compensação por acordos bilaterais de CCEAR, Conselho de Consumidores, Previsão de Risco Hidrológico e Reversão de Previsão do Risco Hidrológico de 2017. Estes foram calculados em conformidade com as regras de apuração e atualização monetária presentes no citado Submódulo.

115. A tabela seguinte consolida os valores considerados como componentes financeiros.

DescriçãoDelta

(R$)

5° Dia Útil Anterior

(R$)

12 Meses

Subseqüentes

(R$)

CVA CDE 47.809.734,45- 53.898.051,32- 39.075.226,07-

CVA CDE Energia 103.830.773,79- 109.979.149,25- 113.828.419,47-

CVA Rede Básica 57.094.894,26- 63.601.984,42- 26.783.488,85-

CVA Compra Energia 1.240.294.044,65 1.300.409.031,29 1.437.760.997,90

CVA Transporte Itaipu 2.978.876,16- 3.755.014,20- 2.069.102,47-

CVA Proinfa 549.206,69- 619.025,72- 906.624,74-

CVA ESS/ERR 353.303.544,64- 440.775.988,73- 510.398.942,99-

Total 674.727.014,65 627.779.817,65 744.699.193,30




Número: 48581.000042/2018-00




Tabela 18: Componentes Financeiros

IV SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS

116. Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 117. Conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, alterado pelo Decreto nº 9.022/2017, o Gestor da CDE, que é a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, deve repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos subsídios a serem repassados, a SGT utilizou o mercado considerado no período de referência deste processo tarifário. 118. Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período de competência de abril/2018 a março/2019, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no período de abril/2017 a março/2018.

COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação

CVA em processamento - Energia 1.437.760.997,90 14,06%

CVA em processamento -Transporte 28.852.591,32- -0,28%

CVA em processamento - Encargos Setoriais 647.400.584,64- -6,33%

Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 9.598.949,17 0,09%

Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 30.616.409,52- -0,30%

Sobrecontratação/exposição de energia 256.994.411,15- -2,51%

Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 702.056,49 0,01%

Previsão de Risco Hidrológico 188.746.153,89 1,85%

Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR 1.015.651,47 0,01%

Conselho de Consumidores 245.393,27- 0,00%

Reversão - Previsão de Risco Hidrológico de 2017 365.017.652,60- -3,57%

Total 308.696.766,42 3,02%




Número: 48581.000042/2018-00




Tabela 19: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

V. METODOLOGIA PARA O CUMPRIMENTO DE LIMINARES RELATIVAS AO PAGAMENTO DA CDE

119. Desde meados de 2015, uma grande quantidade de agentes do setor elétrico vem ajuizando ações judiciais com o objetivo de desobrigá-los do pagamento de parcelas consideradas controversas no orçamento anual da CDE. 120. Com o aumento substancial de processos judiciais contestando o encargo da CDE, visando uma simplificação operacional benéfica tanto para a ANEEL quanto para as distribuidoras, a Diretoria da ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº 2.083/20169, de 14 de junho de 2016, publicar as tarifas com os efeitos das liminares e a lista de consumidores beneficiados, de tal forma que as distribuidoras realizem o faturamento do encargo da CDE considerando as novas tarifas publicadas, com vigência da decisão judicial até quando perdurar os seus efeitos. 121. Ou seja, as distribuidoras recolherão mensalmente à CCEE, atual gestora da Conta CDE, as cotas da CDE fixadas pela ANEEL descontado o efeito mensal das liminares, relativos à mesma competência, e observando a diferenciação entre CDE – USO e CDE – ENERGIA, dando ciência à CCEE sobre as glosas realizadas.

VI. RESULTADO DA REVISÃO

122. A Revisão Tarifária da CPFL Paulista conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 15,15%, sendo de 14,06%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 15,77%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.

Tabela 20 – Efeito médio ao consumidor

123. O efeito médio nas tarifas de 15,15% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos de Parcela A e B, que contribui para o efeito médio em 8,11%, ao se ter como base de comparação os custos de 9 Publicada em 16 de junho de 2016.

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$) Valor Mensal (R$)

Subsídio Carga Fonte Incentivada 4.226.537,43 16.689.464,35 20.916.001,78

Subsídio Geração Fonte Incentivada 116.433,91- 1.839.911,78 1.723.477,86

Subsídio Distribuição 257.184,40- 562.930,31 305.745,90

Subsídio Água, Esgoto e Saneamento 127.466,05 6.163.745,14 6.291.211,19

Subsídio Rural 745.583,61 12.210.225,34 12.955.808,95

Subsídio Irrigante/Aquicultor 540.881,68 2.332.937,98 2.873.819,66

Total 5.266.850,46 39.799.214,89 45.066.065,34

Grupo de Consumo Variação Tarifária

AT - Alta Tensão (>2,3kV) 14,06%

BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 15,77%

Efeito Médio AT+BT 15,15%




Número: 48581.000042/2018-00




Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes, com efeito de 3,02%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a data da revisão, que contribuíram para a um efeito de 4,02% no atual processo tarifário da CPFL Paulista. 124. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 15,15%, representa a conjugação dos três movimentos tarifários acima explicitados [15,15% = (8,11%) + (3,02%) + (4,02%)]. 125. A tabela abaixo apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com a variação entre os valores atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o efeito médio calculado, e a participação de cada valor na composição da receita da concessionária. Apenas para fins de apresentação dos resultados, o custo de custeio do PROINFA foi incluído nos custos com aquisição de energia.




Número: 48581.000042/2018-00




Tabela 21 – Resumo da revisão

Variação Participação

na Revisão

Participação

na Receita

PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 6,46% 5,13% 78,29%

Encargos Setoriais 8,96% 2,17% 24,39%

Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 22,26% 0,02% 0,10%

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 22,74% 1,97% 9,85%

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 3,97% 0,11% 2,76%

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 1,08% 0,06% 5,37%

Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER -4,18% -0,15% 3,09%

PROINFA 1,12% 0,03% 2,35%

P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 14,38% 0,12% 0,86%

ONS -3,99% -0,00% 0,00%

Custos de Transmissão 6,33% 0,65% 10,03%

Rede Básica 1,84% 0,12% 5,97%

Rede Básica Fronteira 16,22% 0,31% 2,06%

Rede Básica ONS (A2) -3,86% -0,00% 0,06%

MUST Itaipu 8,02% 0,06% 0,69%

Transporte de Itaipu 14,03% 0,14% 1,04%

Conexão 14,23% 0,03% 0,20%

Custos de Aquisição de Energia 5,14% 2,32% 43,87%

PARCELA B 14,54% 2,98% 21,71%

Custos Operacionais 3,24% 0,35% 10,23%

Anuidades 58,04% 0,66% 1,66%

Remuneração 39,61% 2,05% 6,67%

Depreciação -3,18% -0,12% 3,42%

Receitas Irrecuperáveis 37,34% 0,18% 0,60%

Outras Receitas 15,63% -0,13% -0,87%

Reposicionamento Tarifário 8,11% 100,00%

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 3,02%

CVA em processamento - Energia 14,06%

CVA em processamento -Transporte -0,28%

CVA em processamento - Encargos Setoriais -6,33%

Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 0,09%

Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais -0,30%

Sobrecontratação/exposição de energia -2,51%

Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,01%

Previsão de Risco Hidrológico 1,85%

Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR 0,01%

Conselho de Consumidores 0,00%

Reversão - Previsão de Risco Hidrológico de 2017 -3,57%

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 4,02%

Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 15,15%




Número: 48581.000042/2018-00




126. No que se refere à Parcela A, os custos de transmissão impactaram a revisão em 0,65%. Destaca-se a publicação das Resoluções Homologatórias nº 2.258 e 2.259, ambas de junho de 2017, as quais aprovaram, respectivamente, as Receitas Anuais Permitidas das concessionárias de transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão, contemplando os efeitos da Portaria MME nº 120, de 2016. 127. Os custos com encargos setoriais impactaram a revisão em 2,17%. Destaca-se, principalmente, o aumento do orçamento da CDE – USO, decorrente da homologação das cotas anuais da CDE para o ano de 2018, conforme Resolução Homologatória nº 2.358, de 19 de dezembro de 2017, que contribuiu para um aumento do efeito médio de 1,97%. 128. Ressalta-se ainda o impacto dos custos com compra de energia, de 2,32%. Contribuiu para esse resultado o aumento do custo unitário dos leilões de energia nova e alternativa, de Itaipu e de cotas. 129. O Gráfico 1 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:

Gráfico 1 – Efeito por modalidade de aquisição de energia

130. Em relação à Parcela B, o seu crescimento desde a última revisão foi de 14,54%, em decorrência da atualização dessa parcela de custos nos reajustes pelo IGP-M, descontado do Fator X e do crescimento acumulado do mercado desde a última revisão. 131. Em relação aos custos operacionais, estes contribuíram para um aumento tarifário de 0,35% em razão do resultado da aplicação da metodologia indicar uma trajetória de aumento desses custos ao longo do ciclo, para que, ao final, os custos operacionais regulatórios alcancem o limite inferior do intervalo. 132. A respeito da remuneração do capital, houve variação de 39,61% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 2,05%. A situação adveio principalmente do aumento da base líquida, de 53,60%, e do WACC regulatório, que passou de 7,5% para 8,09%.

2,32%

0,01% 0,00% 0,10%

0,98%

0,00%

-0,52%

0,11% 0,16%

0,79%

0,00%

0,60%

0,00% 0,10%

Tot

al

Exi

sten

te -

CC

EA

R-D

SP

Exi

sten

te -

CC

EA

R-Q

TD

Nov

a e

Alte

rnat

iva-

CC

EA

R-D

SP

Nov

a e

Alte

rnat

iva-

CC

EA

R-Q

TD

Aju

ste

- C

CE

AR

Mad

eira

e B

elo

Mon

te

Bila

tera

l

Cot

a A

ngra

I e

Ang

ra II

Cot

as L

ei n

º 1

2.78

3/20

13

Ger

ação

Pró

pria

Itai

pu

Mon

tant

e de

Rep

osiç

ão

Pro

infr

a




Número: 48581.000042/2018-00




133. Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve redução de -3,18% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, o que as impactou em -0,12%. A situação proveio da redução da base bruta, que variou desde a última revisão em -2,12%. Houve também uma pequena redução da taxa média de depreciação (passando de 3,76% para 3,72%), uma variação de -1,06%. 134. Em relação à cobertura para Anuidades, houve aumento de 58,04% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas, com impacto de 0,66%. Esse resultado proveio da revisão dos parâmetros regulatórios adotados para o cálculo das anuidades no atual ciclo e da atualização da base de remuneração regulatória, da qual o cálculo das anuidades depende. 135. No que tange às receitas irrecuperáveis, houve aumento de 37,34% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas, com impacto de 0,18% no atual processo. Contribuiu para o aumento a atualização da base de cálculo sobre a qual é apurada a cobertura das receitas irrecuperáveis. Desde a última revisão, realizada em 2013, o valor das receitas irrecuperáveis, que foi fixado na Parcela B, vem sendo atualizado nos reajustes tarifários subsequentes pela variação do mercado e do IGP-M menos Fator X, sem, contudo, refletir o aumento significativo das Parcela A nos últimos anos. Assim, com a realização da revisão, tem-se o recálculo das coberturas das receitas recuperáveis, considerando o novo patamar de receita que reflete o aumento da Parcela A, e não apenas a sua atualização pelo mercado e IGP-M menos o Fator X, conforme ocorrido nos reajustes passados. 136. Já os componentes financeiros mais expressivos considerados nesta revisão foram: a CVA Energia, CVA Encargos e a Previsão de Risco Hidrológico. Lembrando que os dados de CVA utilizados nesta fase do processo foram informados pela empresa. 137. O gráfico 2 demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da nova Receita Anual da concessionária.

Gráfico 2 – Composição da receita sem tributos

138. O gráfico 3 ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da distribuidora com tributos.




Número: 48581.000042/2018-00




Gráfico 3 – Composição da receita com tributos

VII. CONCLUSÃO

139. Diante do exposto e do que consta nos Processos nº 48500.005354/2017-92, opina-se pela instauração de Audiência Pública, visando obter subsídios e informações adicionais para aprimoramento da quarta revisão tarifária da CPFL Paulista.

DEVETH LIMA FERREIRA Especialista em Regulação

OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO

Especialista em Regulação

De acordo

CLÁUDIO ELIAS CARVALHO Superintendente Adjunto de Gestão Tarifária

Custo de Distribuição

16,3%

Custo de Energia33,0%

Custo de Transmissão

7,5%Encargos Setoriais18,3%

ICMS 19,2%

PIS/COFINS 5,6%

Tributos24,8%




Número: 48581.000042/2018-00

Documents

· Brasília, 15 de janeiro de 201 8 Q U A R T A R E V I S Ã O T A R I F Á R I A P E R I Ó D I C A ... ASSINADO DIGITALMENTE POR OTAVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO, CLAUDIO ELIAS