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Nota Técnica n° 1/2013–SRC/ANEEL

Em 13 de fevereiro de 2013.

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

Processo: 48500.004634/2012-79 Assunto: Proposta de regulamentação acerca das disposições comerciais para a aplicação da modalidade tarifária horária branca.

I. DO OBJETIVO 1. A presente Nota Técnica tem por objetivo propor regulamentação acerca das disposições comerciais para a aplicação da modalidade tarifária horária branca. II. DOS FATOS

2. A Lei nº 8.078, de 11 de setembro de 1990, estabeleceu, em seu art 6º, inciso II, que a liberdade de escolha1 é um direito básico do consumidor:

“CAPÍTULO III Dos Direitos Básicos do Consumidor Art. 6° São direitos básicos do consumidor: ..................................................................... II - a educação e divulgação sobre o consumo adequado dos produtos e serviços, asseguradas a liberdade de escolha e a igualdade nas contratações;” (grifamos)

1 De acordo com a Teoria da Escolha Racional, diante de uma dada situação, os indivíduos agem racionalmente a fim de alcançar seus objetivos e realizar seus projetos, ou seja, os indivíduos fazem escolhas que estão dentro de um conjunto de oportunidades ou orçamentos, com o objetivo de maximizar o seu benefício. Para isso, compararam os custos e os benefícios de cada possibilidade. “A Teoria da escolha racional, também conhecida como teoria da escolha ou teoria da ação é uma referência para se compreender e, muitas vezes, modelar o comportamento social e econômico. É o principal paradigma teórico da corrente microeconômica atualmente dominante. A racionalidade (aqui entendida como “querer mais e não menos de um bem”) é amplamente usada como uma suposição do comportamento dos indivíduos em modelos e análises microeconômicos e encontra-se em quase todos os livros texto de economia sobre o processo de decisão do ser humano. Também é um conceito central na moderna ciência política e é usada por estudiosos em outras disciplinas como a sociologia e a filosofia. É o mesmo que racionalidade instrumental, a qual envolve a busca pelos meios com melhor relação custo benefício para atingir uma meta específica, sem entrar no mérito de qual seria esta meta. Gary Becker foi um dos primeiros a propor amplamente a aplicação de modelos de atores racionais. Ele ganhou em 1992 o prêmio Nobel de Economia por seus estudos sobre discriminação, crimes e capital humano.”

(Fls. 2 da Nota Técnica nº 1/2013 – SRC/ANEEL, de 13/02/2013)


3. A Nota Técnica nº 311/ 2011-SRE-SRD/ANEEL ressaltou que as tarifas devem refletir, com certas restrições, a estrutura de custos de provimento do bem ou serviço, de modo que os consumidores possam realizar suas decisões de consumo da melhor forma possível. Portanto, um bom desenho de tarifas é imprescindível para garantir ao sistema um funcionamento mais eficiente.

4. Na mesma nota técnica foi definida a modalidade tarifária branca como uma opção para as unidades consumidores classificadas como grupo B, sendo suas principais características apresentadas nos itens 64, 67, 76, 77, 78, 79, 80, 81,82, 83, 84, 85, transcritos a seguir:

“64. Adicionalmente será definida a modalidade tarifária branca, caracterizada por sua sinalização horária na tarifa monômia de energia (R$/MWh). Os postos tarifários considerados nessa modalidade são: ponta, fora ponta e intermediário, como apresentado no item anterior.

67. A modalidade tarifária branca terá caráter opcional para todos os consumidores do grupo B, independente da faixa de consumo, exceto Iluminação Pública e subclasse Baixa Renda, em consonância com o plano de substituição de medidores apresentado na AP nº 43/2010, conforme será abordado a seguir.

76. Conforme exposto no item anterior sobre modalidades tarifárias para o grupo B, a proposta consiste de duas modalidades tarifárias:

modalidade convencional: monômia, com um preço de consumo de energia em R$/MWh sem distinção horária, como já praticado; e

modalidade branca: monômia, com três preços de consumo de energia em R$/MWh, de acordo com os postos tarifários.

77. O enquadramento nas modalidades tarifárias ficará a critério do consumidor, de acordo com as limitações que serão abordadas na sequência. A nova modalidade proposta torna-se vantajosa para consumidores com flexibilidade para alterar seus hábitos de consumo durante os horários de maior carregamento do sistema elétrico.

78. Os postos tarifários serão denominados de: ponta, intermediário e fora de ponta. O primeiro será aplicado conforme o disposto na Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010, que estabelece as Condições Gerais de Fornecimento de Energia Elétrica de forma atualizada e consolidada, in verbis:

1. horário de ponta: período composto por 3 (três) horas diárias consecutivas definidas pela distribuidora 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 os seguintes feriados [...]

79. Por sua vez o posto intermediário será definido como o período de 2 (duas) horas, sendo 1 (uma) hora imediatamente anterior e outra imediatamente posterior ao horário de ponta. Já o posto fora de ponta será definido como o horário complementar ao de ponta e ao intermediário. Note-se que feriados e finais de semana são considerados período fora de ponta durante todas as horas do dia.



80. O intuito do posto intermediário é o de evitar o deslocamento das cargas para horas de pico potenciais e que, geralmente, são adjacentes às de ponta. Ademais, as tarifas estarão mais próximas dos custos reais, variáveis ao longo do dia.

81. Serão admitidas propostas de alterações na localização do posto ponta e na duração e localização do posto intermediário, desde que devidamente fundamentadas nas características de uso da rede. Naturalmente, essas propostas serão discutidas com a sociedade na audiência pública de cada processo de revisão tarifária periódica, e estará sujeita à aprovação da ANEEL. A relação entre as tarifas do patamar intermediário e fora de ponta e entre ponta e fora de ponta pode ser idêntica, de modo a suprimir os efeitos do patamar intermediário.

82. A modalidade tarifária branca terá caráter opcional para todo o grupo B, exceto Iluminação Pública e mercado de Baixa Renda, que não são alcançados por ela. Eventuais restrições quanto à discriminação tarifária serão definidas quando do plano de substituição de medidores, objeto da Audiência Pública nº 043/2010. A iluminação pública não será abrangida pela modalidade, pois não possui resposta ao sinal de preço: o consumo é atrelado ao ciclo da iluminação natural.

83. Atinente ao mercado Baixa Renda, cabe ressaltar características determinantes para não aplicação da modalidade tarifária branca. A primeira é o fato de o consumo por unidade ser relativamente pequeno, constituído por equipamentos com baixa capacidade de modulação, tais como iluminação, geladeiras e televisores. Com isto não se esperaria um comportamento migratório da modalidade convencional para a branca – não seria racional, visto o caráter optativo dado à ela. Segundo, atualmente aplica-se à baixa renda a modalidade tarifária por blocos crescentes (os descontos, decrescentes, definidos em lei, são sobre blocos de consumo), sua aplicação simultânea com a modalidade tarifária por blocos horários, proposta pela modalidade tarifária branca, criaria uma modalidade híbrida com variações nas dimensões tempo e consumo. Esta teria forte incentivo ao não consumo o que não se vislumbra adequado frente à realidade atual desse segmento do mercado.

84. As relações ponta/fora de ponta e intermediária/fora de ponta serão definidas como 5 (cinco) e 3 (três), respectivamente, para a tarifa de uso do sistema de distribuição, excluído eventual sinal horário na energia.

85. A relação entre a tarifa do posto fora de ponta da modalidade branca e a tarifa convencional, denominada constante kz, será igual a 0,55.”

5. A Nota Técnica n° 94/2012-SRE-SRD/ANEEL propôs a abertura de Audiência Pública, com o intuito de buscar subsídios para a confecção da modalidade tarifária horária branca. Neste documento as áreas envolvidas vislumbraram a possibilidade de tornar flexível a relação entre a TUSD do posto fora de ponta da tarifa branca e a TUSD da modalidade tarifária convencional (o parâmetro kz), por subclasse de consumo. 6. A Nota Técnica n° 197/2012-SRE-SRD/ANEEL, resultado da análise das contribuições referentes à Audiência Pública nº 29/2012, tratou de alterações no PRORET, inclusive aquelas referentes à modalidade tarifária horária branca (como a definição da utilização de um parâmetro kz diverso daquele estabelecida na proposta padrão).



7. A Resolução Normativa nº 502, de 2012, que regulamenta os sistemas de medição de energia elétrica de unidades consumidoras do grupo B, estabelece requisitos para a aplicação da modalidade tarifária horária branca, conforme transcrição a seguir:

“Art. 2º O sistema de medição das unidades consumidoras enquadradas na modalidade tarifária branca deve apurar, observando a regulamentação técnica metrológica específica, o consumo de energia elétrica ativa em pelo menos 4 (quatro) postos tarifários, devendo ser programáveis o início e o fim de cada posto. § 1º Em complemento aos requisitos metrológicos referentes à apresentação de informações ao consumidor, devem estar disponíveis por meio de mostrador existente no próprio medidor ou em dispositivo localizado internamente à unidade consumidora:

I – o valor de energia elétrica ativa consumida acumulada por posto tarifário; e

II – a identificação do posto tarifário corrente.

§ 2º A critério da distribuidora, as informações referenciadas no § 1º podem ser adicionalmente disponibilizadas por meios alternativos com vistas a facilitar o acesso às informações pelo consumidor.

§ 3º O sistema de medição deve ser instalado pela distribuidora conforme prazos e critérios estabelecidos em regulamento específico.

§ 4º Caso a unidade consumidora não faça adesão ao faturamento na modalidade tarifária branca, a instalação do sistema de medição referenciado no caput não é obrigatória.

Art. 3º Os titulares das unidades consumidoras abrangidas por esta Resolução, independentemente da adesão ao faturamento na modalidade tarifária branca, observando a regulamentação técnica metrológica específica, podem solicitar à distribuidora a disponibilização de um sistema de medição capaz de fornecer cumulativamente as seguintes informações:

I – valores de tensão e de corrente de cada fase;

II – valor de energia elétrica ativa consumida acumulada por posto tarifário;

III – identificação do posto tarifário corrente, se aplicável;

IV – data e horário de início e fim das interrupções de curta e de longa duração ocorridas nos últimos 3 (três) meses; e V – últimos 12 (doze) valores calculados dos indicadores Duração Relativa da Transgressão de Tensão Precária – DRP e Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica – DRC.



§ 1º Em complemento aos requisitos metrológicos referentes à apresentação de informações ao consumidor, as informações referenciadas nos incisos I a III devem estar disponíveis por meio de mostrador existente no próprio medidor ou em dispositivo localizado internamente à unidade consumidora.

§ 2º As informações referenciadas nos incisos I a V devem estar disponíveis por meio de saída específica para aquisição de dados existente no próprio medidor. § 3º As informações referenciadas nos incisos IV e V, a critério da distribuidora, podem ser contabilizadas pelo próprio medidor ou por dispositivo externo, e devem estar disponíveis por meio de mostrador existente no medidor ou de forma remota.

§ 4º A critério da distribuidora, as informações fornecidas pelo medidor podem ser adicionalmente disponibilizadas por meios alternativos com vistas a facilitar o acesso às informações pelo consumidor. § 5º O sistema de medição deve ser instalado pela distribuidora conforme prazos e critérios estabelecidos em regulamento específico, devendo a diferença de custo entre o sistema de medição descrito neste artigo e o sistema de medição de que trata o art. 2º ser de responsabilidade do consumidor interessado. § 6º Na hipótese de solicitação pelo consumidor, a distribuidora, a seu critério, pode fornecer sistema de medição que disponibiliza informações adicionais àquelas estabelecidas neste artigo.

Art. 6º Para faturar a unidade consumidora na modalidade tarifária branca, a distribuidora deve utilizar sistema de medição com a funcionalidade de apuração do consumo de energia elétrica em postos tarifários aprovado pelo Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia – Inmetro.

CAPÍTULO III SISTEMA DE COMUNICAÇÃO REMOTA Art. 7º Na hipótese de o sistema de medição ser provido de sistema de comunicação remota, a distribuidora deve adotar procedimentos e tecnologias que assegurem a segurança dos dados trafegados e, especialmente, das informações de caráter pessoal coletadas das unidades consumidoras.

Parágrafo único. É vedado à distribuidora disponibilizar dados coletados das unidades consumidoras a terceiros sem a autorização do titular.

CAPÍTULO IV DISPOSIÇÕES GERAIS



Art. 8º Faculta-se à distribuidora a instalação de equipamentos de medição em local externo à unidade consumidora, incluindo sistema de medição centralizada, desde que também sejam respeitados os critérios e procedimentos definidos em regulamentação específica.

Art. 9º Para as unidades consumidoras em que os sistemas de medição de que trata esta Resolução vierem a ser instalados, os consumidores devem ser informados, previamente à instalação, acerca das funcionalidades do referido sistema e das informações que lhes passarão a ser disponibilizadas.

Art. 10. O consumo de energia elétrica do medidor e do eventual sistema de comunicação associado não deve ser considerado como consumo da unidade consumidora.”

III. DA ANÁLISE III.1. Experiências Internacionais 8. O estudo elaborado pelo Carbon Trust Institute, intitulado Time-of-using pricing: Lessons from international experience, Final Report, Abril 2012, citado na Nota Técnica n° 197/2012-SRE-SRD/ANEEL, foi elaborado com o propósito de prover a ANEEL com informações sobre os resultados obtidos em projetos pilotos de tarifas horárias realizados em diferentes países, auxiliando assim a avaliação prévia de possíveis impactos na implantação tarifa branca. 9. O Carbon Trust Institute analisou 22 experiências internacionais e identificou um subgrupo de 8 projetos considerados especialmente relevantes para a proposta brasileira, realizando também entrevistas com um pequeno número de especialistas, além outras investigações acerca de tópicos específicos. Tal estudo foi ainda complementado com a simulação da resposta de demanda e do impacto sobre a receita das distribuidoras, conduzida pela consultoria PSR2.

10. Destaca ainda o estudo que apesar de existir uma literatura considerável sobre o tema, os resultados são muitas vezes inconsistentes, estatisticamente insignificantes, ou são obscurecidos pela influência de inúmeras variáveis. Há também, comparativamente, menos informação disponível sobre implantações de grande escala. Foram, contudo, obtidas uma série de conclusões dos projetos considerados como mais relevantes, conforme a seguir resumidos:

a) As tarifas horárias são eficazes na condução de mudanças no consumo residencial de

energia elétra, tendo os projetos selecionados apresentado: i) uma redução da demanda de pico de até 12%; ii) uma redução média de 7%; iii) uma redução da demanda de pico entre 5% e 10%, no caso dos projetos mais relevantes; e iv) uma redução inconsistente da demanda global.

b) A eficácia das tarifas é influenciada por inúmeros fatores, sendo os mais importantes: i) a relação entre as tarifas de ponta/fora de ponta; ii) a disponibilidade de tecnologia e a penetração de certas aplicações; iii) fatores climáticos; iv) a demografia; e v) a informação prestada aos consumidores.

2 Analysis of Demand Response in the Brazilian Electricity Sector: Simulation of demand response to the White Tariff.



c) As lições aprendidas que podem servir de base para a ANEEL seriam que: i) uma tarifa de ponta elevada pode facilitar o entendimento do consumidor e conduzir a grandes reduções de demanda em um primeiro momento, porém podem ser menos eficazes em uma mudança de comportamento de longo prazo e na adoção de medidas de eficiência pelo consumidor; ii) a participação e o envolvimento do consumidor é fundamental, devendo-se desprender esforços para conquistar a sua confiança; e iii) a adesão pode ser diminuta (entre 1% e 2%), mas pode ser aumentada no caso de uma mudança automática com a opção de retorno à tarifa convencional, podendo ainda a distribuidora ofertar vários pacotes de tarifas, ajudando os consumidores a escolher aquele mais apropriado ao seu perfil de consumo.

d) A resposta dos consumidores para a maioria dos projetos foi positiva, havendo indícios de

que os brasileiros exibem uma vontade grande de tomar medidas para reduzir o uso de grandes aparelhos elétricos, sendo que: i) entre 40% e 45% dos participantes classificaram sua satisfação geral com uma nota 9 em uma pontuação de até 10, com 70% dos participantes optando por permanecer na nova tarifa; ii) estudos indicam os brasileiros como as pessoas com maior disposição para medidas que reduzam o consumo de grandes aparelhos elétricos; mas, por outro lado, iii) são os brasileiros que menos possuem consciência do impacto negativo que o uso da energia elétrica pode ter sobre o meio ambiente.

e) Do ponto vista das distribuidoras, os custos associados com a tecnologia de medição

podem superar os benefícios financeiros (custos evitados), sendo que: i) a análise de custo/benefício de três distribuidoras da Califórnia apresentou um déficit de custo de várias centenas de milhões de dólares, resultado do custo da tecnologia de medição necessária para uma implantação em larga escala; e ii) mesmo quando as novas tarifas são projetadas para se ter um rendimento neutro em relação às tarifas anteriores (alguns projetos levariam mesmo a uma redução das receitas), os custos associados com a nova infraestrutura de medição são substanciais e podem exigir um grau de financiamento público. III.2. Experiências Nacionais

11. Durante alguns anos houve, dentro dos investimentos obrigatórios dos Programas de Eficiência Energética das distribuidoras, a inserção de projetos piloto para a avaliação de deslocamento da carga de unidades consumidoras em baixa tensão no horário de ponta, aplicando-se então o que seria a chamada tarifa amarela, atualmente denominada tarifa branca. Dentre vários projetos, apresentamos a seguir as conclusões e os resultados referentes a iniciativas conduzidas pelas distribuidoras COPEL e CEMIG, em função da disponibilidade dos seus relatórios. III.2.1. Experiência da COPEL3 12. A tarifa amarela na COPEL foi iniciada com o objetivo de deslocar a demanda do horário de ponta para o fora de ponta. De segunda a sábado a tarifa amarela foi, portando, diferenciada entre o horário de ponta, compreendido das 18 às 21 horas, e o horário fora de ponta. Para o domingo não haveria diferenciação horária. A sua comercialização se deu a partir de outubro de 1996 com a participação de 333 consumidores – de um total de 350 escolhidos para participar do projeto piloto.

3 Vide Relatório de Encerramento da Tarifa Amarela (documento SIC nº 48556.003031/2012-00)



13. Três avaliações se seguiram após o projeto piloto e a adesão de mais consumidores. A análise de custo/benefício utilizando o custo marginal de expansão e essas três avaliações indicaram a inviabilidade financeira da aplicação da tarifa amarela.

14. Posteriormente, uma quarta avaliação foi feita com pareceres das áreas de medição, de tecnologia da informação e da área jurídica, levando à decisão de encerramento do projeto em virtude das implicações negativas, ao serem avaliados os aspectos financeiros, técnicos, comerciais, regulatórios e jurídicos.

15. Seguiu-se então a notificação dos consumidores para o retorno à tarifa convencional, a substituição dos medidores e o arquivamento do projeto como obsoleto em 2009. III.2.2. Experiência da CEMIG4

16. Em 03 de março de 1998, a ANEEL, por meio da Resolução nº 56, autorizou a CEMIG a adotar em caráter experimental uma forma alternativa de tarifação para consumidores de baixa tensão. Apesar de também ser denominada de tarifa amarela, a mesma compreendia uma diferenciação em três horários distintos do dia, tanto para a energia como para a demanda, ou seja, era uma tarifa, além de horária, binômia. O projeto foi prorrogado até 30 de abril de 1999, por meio da Resolução nº 40, de 1999. 17. Em função da complexidade do faturamento o projeto foi aplicado para apenas 500 consumidores na cidade de Juiz de Fora, sendo que ao longo dos meses em que foi aplicada a tarifa diferenciada, a modulação do consumo apresentou índices que variavam mês a mês sem um padrão definido.

18. Conforme ressaltado pela CEMIG, na análise de custo/benefício de uma nova opção tarifária a questão mais importante é o que os consumidores e a distribuidora irão ganhar com a sua aplicação, ou seja, qual será a economia de investimentos em expansão e a redução dos custos de operação e manutenção decorrentes de sua aplicação. Neste sentido, faz-se necessário conhecer a resposta dos consumidores ao sinal tarifário, traduzida na redução do carregamento dos transformadores e de todo sistema.

19. A despeito das incertezas que envolvem o tema e dos resultados obtidos, a CEMIG manifestou interesse em implantar tarifas diferenciadas na baixa tensão para toda a sua área de concessão, tendo projetado à época uma redução da demanda no horário de ponta entre 10% a 25%5, isto para um universo inicial de 400 mil consumidores.

20. A viabilidade do projeto foi, por fim, condicionada a algumas questões, dentre as quais se destacam: i) a autorização para que os consumidores fossem compulsoriamente enquadrados na nova modalidade de tarifa; ii) o reconhecimento da depreciação dos novos equipamentos de medição, compatível com a sua vida útil; iii) o reconhecimento dos investimentos a serem realizados no momento da Revisão Tarifária, contemplando não apenas o que já foi investido, mas também a projeção futura, conforme cronograma definido com a ANEEL; e iv) a necessidade de financiamento de pelo menos 75% dos investimentos necessários.

4 Vide Tarifas para Baixa Tensão – Relatório Final (documento SIC nº 48556.003169/2012-00). 5 Esta previsão supera a redução máxima verificada nos projetos analisados pelo estudo do Carbon Trust Institut: 12%.



III.3. Tarifa Branca versus Tarifa Binômia 21. A tarifa branca aprovada pela ANEEL será uma modalidade tarifária monômia, ou seja, aplicada somente sobre o consumo de energia elétrica, com valores diferenciados em função das horas do dia. Conforme previsto no PRORET, a sua estrutura padrão – passível de alteração motivada e fundamentada pela distribuidora – prevê um período de três horas consecutivas para a ponta, períodos intermediários de uma hora, antes e depois da ponta, e um período fora de ponta nas demais horas do dia. O valor da tarifa de ponta seria 5 vezes o de fora da ponta, o valor da tarifa do período intermediário seria 3 vezes o de fora da ponta, e a tarifa fora de ponta 55% do valor da tarifa convencional de baixa tensão. 22. A Nota Técnica nº 311/2011-SRE-SRD/ANEEL apresentou em seu ítem 77 que “a nova modalidade proposta torna-se vantajosa para consumidores com flexibilidade para alterar seus hábitos de consumo durante os horários de maior carregamento do sistema elétrico”. Deste trecho depreende-se, portanto, que o objetivo desta nova modalidade está diretamente relacionado com o deslocamento de carga durante os horários de ponta do sistema e, no caso do sistema elétrico brasileiro, grande parte do carregamento oriundo da baixa tensão no horário de ponta deve-se ao chuveiro-elétrico e demais hábitos decorrentes da utilização da energia durante as horas do dia em que a maioria das famílias consome energia para iluminação, lazer e conforto térmico. 23. Apesar da diferenciação horária, um problema reside no fato de a tarifa branca ser essencialmente monômia, expressa em R$/kWh, considerando assim unicamente o consumo de energia e não a demanda de potência. Contudo, as dimensões físicas de energia e de potência, apesar de relacionadas, não são inteiramente equivalentes6 para a finalidade pretensa da tarifa branca, o qual seria então o deslocamento da demanda de potência das unidades consumidoras atendidas em baixa tensão para horários nos quais a rede estivesse menos carregada, melhorando com isto o fator de carga7e a eficiência no uso da rede. 24. Sendo uma tarifa monômia sobre o consumo de energia elétrica, a tarifa branca oferece vantagens para os consumidores que deslocarem o seu consumo de energia dos horários de pico do sistema, o que não necessariamente refletir-se-á adequadamente na intensidade desejada com que a unidade consumidora deveria deslocar a sua demanda de potência elétrica. 25. Outra questão sensível decorre do fato de muitas dessas unidades, simplesmente não possuírem tanta flexibilidade para alterar o seu perfil de consumo. As famílias utilizam o chuveiro-elétrico e demais equipamentos em função de seus horários de trabalho ou das outras atividades que desenvolvem ao longo do dia8. Na prática, poderíamos ter uma adesão majoritariamente advinda de unidades consumidoras

6 Para melhor visualização e entendimento, pode-se aqui fazer uma analogia com um sistema de abastecimento de água. A demanda de potência seria o diâmetro da tubulação necessária para atender uma determinada residência – a qual se refletirá nas obras e investimentos daí decorrentes. Já o consumo de energia seria equivalente ao volume de água efetivamente consumido. O consumo de água não será necessariamente maior na residência com a maior tubulação, isto porque o volume de água consumido dependerá da forma como cada residência consome água, ou seja, no tempo de abertura das torneiras e outros pontos de consumo de água. 7 Razão entre a demanda média e a demanda máxima da unidade consumidora ocorridas no mesmo intervalo de tempo especificado. 8 As famílias já são sobremaneira limitadas pelos horários das unidades consumidoras de seus trabalhos e estudos, as quais, por sua vez, deslocam suas atividades (sempre que possível) para os horários onde possam auferir vantagem tarifária, visto que essas unidades consumidoras são de porte maior e já possuem tarifas horárias ou binômias. A título de ilustração, tomemos o caso de famílias que possuem crianças estudando no horário vespertino para ver que muitos não poderiam esperar até 22 horas da noite



que por coincidência possuem o perfil de carga no qual a tarifa branca é a mais vantajosa9. Como consequência, a distribuidora não teria maiores alterações no seu perfil de carga, experimentaria uma diminuição de receita e os demais consumidores, por sua vez, experimentariam um aumento de suas tarifas. A tarifa branca poderia assim interferir de maneira negativa no bem-estar de grande parcela da população que não teria como alterar o seu perfil de consumo. 26. As tarifas binômias, por sua vez, possuem uma componente relacionada com a quantidade de energia consumida, expressa em R$/kWh, e outra relacionada com a intensidade do uso da rede, expressa em R$/kW. Atualmente, entretanto, a aplicação dessa modalidade para unidades consumidoras atendidas em baixa tensão dependeria de uma alteração do art. 13 do Decreto nº 62.724, de 1968:

“Art 13. As tarifas a serem aplicadas aos consumidores do Grupo B serão, inicialmente, calculadas sob a forma binômia com uma componente de demanda de potência e outra de consumo de energia e serão fixadas, após conversão, para a forma monômia equivalente, admitindo-se o estabelecimento de blocos.” (grifamos)

27. Uma tarifa binômia para a baixa tensão poderia atuar de forma mais contundente, provendo um sinal adequado sobre a questão crucial da utilização de cargas intensivas na baixa tensão. Ainda sim, outras medidas poderiam ser conduzidas antes da criação de uma tarifa binômia opcional para a baixa tensão, ou mesmo da tarifa branca, pois atuariam primeiramente sobre as maiores cargas dentro do conjunto de consumidores atendidos em tensão secundária e também sobre as menores cargas dentro do conjunto de consumidores atendidos em tensão primária. 28. Tais medidas poderiam ocasionar resultados mais expressivos sobre o carregamento da rede, seriam elas: i) extinguir a tarifa convencional do grupo A, permitindo-lhes apenas a opção das modalidades verde e azul, conforme já previsto pelo PRORET; ii) extinguir a possibilidade de unidades do grupo A com carga até 112,5 kVA optarem pela tarifação monômia do grupo B; e iii) diminuir o limite de carga instalada, a partir do qual a tensão de fornecimento passa de secundária para primária. III.4. Da Proposta de Regulamento 29. Tendo em vista as implicações das questões acima descritas, as disposições comerciais necessitam ser avaliadas e, conforme o caso, alteradas com o intuito de viabilizar a adesão dos consumidores à tarifa branca, sem que isso traga demasiada complexidade na aplicação das mesmas ou reflexos negativos aos demais consumidores.

para dar banho em seus filhos – e esta é apenas uma de muitas situações. Ressalte-se o fato do chuveiro-elétrico ter uma potência elevada, mas um consumo relativamente pequeno, de modo que o consumidor poderia deslocar a utilização de outros aparelhos, mas não o do chuveiro-elétrico, e ainda sim obter vantagem com a tarifa branca sem realizar o deslocamento de carga desejado. 9 O próprio documento Tarifas para Baixa Tensão – Relatório Final (documento SIC nº 48556.003169/2012-00) da CEMIG reflete esta conclusão no item 9 da seção 4–Tarifas, ressaltando que a tarifa amarela deveria ser compulsória, uma vez que este padrão de escolha conduziria a uma perda de receita. A adesão obrigatória, entretanto, não existirá, tornando o receio da perda de receita uma possibilidade concreta.



III.4.1. Critérios de elegibilidade 30. A adesão à tarifa branca seria permitida e facultada a todos os titulares de unidades consumidoras com tarifa do grupo B, incluindo-se aqueles de unidades do grupo A com possibilidade de optar por tarifas do grupo B. Ressaltamos, contudo, a vedação aos consumidores da classe iluminação pública e àqueles da subclasse residencial baixa renda, conforme expresso no item 83 da Nota Técnica nº 311/ 2011-SRE-SRD/ANEEL:

83. Atinente ao mercado Baixa Renda, cabe ressaltar características determinantes para não aplicação da modalidade tarifária branca. A primeira é o fato de o consumo por unidade ser relativamente pequeno, constituído por equipamentos com baixa capacidade de modulação, tais como iluminação, geladeiras e televisores. Com isto não se esperaria um comportamento migratório da modalidade convencional para a branca – não seria racional, visto o caráter optativo dado à ela. Segundo, atualmente aplica-se à baixa renda a modalidade tarifária por blocos crescentes (os descontos, decrescentes, definidos em lei, são sobre blocos de consumo), sua aplicação simultânea com a modalidade tarifária por blocos horários, proposta pela modalidade tarifária branca, criaria uma modalidade híbrida com variações nas dimensões tempo e consumo. Esta teria forte incentivo ao não consumo o que não se vislumbra adequado frente à realidade atual desse segmento do mercado.

31. Contudo, os argumentos acima pressupõem que os consumidores beneficiados com a Tarifa Social de Energia Elétrica – TSEE sempre consomem valores irrisórios ou que os mesmos não possuem nenhuma margem para modular o seu consumo, o que pode não ser a realidade. Sobre essas colocações, cabe aqui tecer alguns comentários: i) atualmente os critérios de elegibilidade à TSEE não limitam o consumo das residências, de modo que existem diversas famílias que podem sim apresentar um consumo considerável, a despeito de não receberem descontos sobre a parcela de consumo que ultrapasse as faixas definidas para o seu recebimento; ii) conforme previsão legal10, os consumidores da subclasse residencial baixa renda são os principais destinatários da aplicação dos recursos dos programas de eficiência energética das distribuidoras, o que demonstra a margem existente para uma redução em seu nível de consumo; iii) como o próprio item 83 apresenta, o consumo é “relativamente” pequeno em comparação aos demais, o que não significa ser assim percebido pelos consumidores em si, dado que tais consumidores estão, apesar do pequeno consumo, não raro sujeitos a suspensão do fornecimento por motivo de inadimplemento; iv) em várias distribuidoras a quantidade de unidades consumidoras com o benefício da TSEE ultrapassa 40% do total de consumidores, ou seja, é parcela significante da carga e do consumo das unidades residenciais; e, por fim, v) sendo a tarifa branca algo positivo, não faria sentido alijar tais consumidores da possibilidade de auferir os seus benefícios. 32. As tabelas abaixo apresentam as médias11 de consumo por região e por faixa de consumo, donde se verifica que a média de consumo dos consumidores de baixa renda não se distancia sobremaneira da média geral. Na faixa de consumo acima de 220 kWh, pode-se verificar inclusive a existência de mais de 850 mil unidades consumidoras de baixa renda que apresentam uma média de consumo de 309 kWh/UC.

10 A Lei nº 12.212, de 2010, prevê que “as concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica deverão aplicar, no mínimo, 60% (sessenta por cento) dos recursos dos seus programas de eficiência para unidades consumidoras beneficiadas pela Tarifa Social.” 11 Números obtidos com base nos valores encaminhados pelas distribuidoras para a homologação da subvenção da TSEE em dezembro de 2012, sendo que para as distribuidoras que não possuíam esta informação para o mês de dezembro foram considerados, quando possível, informações encaminhadas em meses anteriores.



Região Qdte de UC Residencial

Média Residencial (kWh/UC)

Qdte de UC Baixa Renda

Média Baixa Renda (kWh/UC)

N 3.474.276 171,86 643.790 114,73

NE 16.340.564 115,22 7.169.711 92,68

CO 2.410.797 207,22 280.048 150,33

S 8.877.224 188,57 781.706 142,96

SE 28.283.330 186,25 2.454.622 146,31

Total Geral 59.386.191 167,06 11.329.877 110,44

Faixa de Consumo

(kWh) Qdte de UC Residencial

Média Residencial (kWh/UC)

Qdte de UC Baixa Renda

Média Baixa Renda (kWh/UC)

0 a 30 6.557.728 27,34 1.224.891 29,87

31 a 50 4.379.788 44,11 908.139 42,02

51 a 100 13.948.389 77,29 4.204.288 75,98

101 a 220 21.558.444 151,78 4.134.235 143,17

> 220 12.941.842 401,69 858.324 309,02

Total Geral 59.386.191 167,06 11.329.877 110,44

33. Não se pode também excluir tais consumidores sob a expectativa de suas tarifas resultarem em valores ainda mais reduzidos, pois a TSEE é um direito previsto em Lei. Nesse sentido, sugerimos que aos consumidores da subclasse residencial baixa renda também seja dada a possibilidade de optar pela tarifa branca. III.4.2. Custo do medidor ou de alterações no padrão de entrada 34. Considerando: i) o possível revés relacionado com um padrão de escolha que não se traduza em benefício para o sistema elétrico como um todo; ii) a racionalidade na aplicação dos recursos, evitando-se reflexos nocivos nas tarifas; e que iii) o potencial benefício da escolha reverte diretamente para o consumidor optante; a diferença de custos decorrentes do medidor necessário para o registro de consumo horário – ou da eventual alteração do padrão de entrada12 – deveriam ser arcados pelo interessado. Esta medida colocaria um mínimo de avaliação por parte do consumidor que, mesmo no caso de uma escolha meramente oportunista, não imputaria aos demais consumidores a integralidade do custo imediato da troca do seu equipamento de medição. 35. Entretanto, considerando-se também: i) a diminuta adesão, entre 1 e 2% dos consumidores, à tarifas similares propostas nas experiências internacionais analisadas pelo estudo do Carbon Trust Institute; e ainda ii) a substituição natural do parque de medição atual por medidores eletrônicos em acordo com as funcionalidades mínimas estabelecidas por meio da Resolução Normativa nº 502, de 2012, independentemente da opção pela tarifa branca. Coloca-se a cargo das distribuidoras, nesta proposta inicial, o ônus pelos custos de aquisição e instalação dos equipamentos de medição. Aqui a preocupação seria apenas a possibilidade de uma grande adesão inicial à tarifa branca, pois mesmo considerando-se que o percentual de optantes seja

12 Os custos decorrentes da instalação ou de adequações técnicas do padrão de entrada já são atualmente de responsabilidade do consumidor.



realmente pequeno, uma instalação abrupta de grande quantidade de medidores poderia acarretar em dificuldades operacionais para o atendimento das solicitações ou ainda uma pressão tarifária indesejada. III.4.3. Prazos para adesão ou retorno à tarifa convencional 36. Se os problemas descritos no item anterior forem na prática irrelevantes, os prazos para a adesão ou retorno à tarifa convencional deixam de ser cruciais, não havendo maior necessidade de uma carência relacionada com o tempo para que os investimentos realizados pela distribuidora sejam amortizados por meio dos prováveis benefícios ao sistema elétrico. Aqui bastaria, então, estabelecer um tempo adequado para que a distribuidora programe e operacionalize a execução do serviço nas unidades consumidoras. No que sugerimos a mesma fórmula proposta na minuta de resolução acerca do pré-pagamento13 de energia elétrica, qual seja: i) no caso de uma nova ligação com a opção concomitante pela tarifa branca, observam-se os prazos correntes para vistoria e ligação definidos na Resolução Normativa no 414, de 2010; e ii) no caso de alterações na modalidade tarifária de unidades consumidoras já atendidas, observa-se um prazo de 30 dias. III.4.4. Faturamento pela média e acertos de faturamento 37. Todas as disposições14 relacionadas com a realização de faturamento pela média, contidas na Resolução Normativa no 414, de 2010, seriam aplicadas às unidades consumidoras com tarifa branca, mesmo que haja no período a ser avaliado diferentes opções de tarifa. 38. Conforme o caso, a média seria calculada com base no histórico disponível15 da modalidade tarifária corrente ou, desde que haja informação disponível para se estimar do perfil de consumo em cada posto horário, utilizando-se também os montantes históricos de consumo em meses com aplicação de modalidade tarifária convencional monômia. III.4.5. Recuperação de receita 39. No caso de procedimentos irregulares, também aplicar-se-iam as mesmas tratativas atualmente dispensadas pelas distribuidoras aos consumidores do grupo A com tarifas horárias e binômias – a despeito da existência de um posto horário a mais no caso da tarifa branca – observando-se o Capítulo XI da Resolução Normativa no 414, de 2010. Cabe ressaltar a proposta de exclusão16 do § 2º do art. 116 do mesmo regulamento, ou seja, o cálculo das diferenças decorrentes de irregularidades seria também realizado (assim como nos demais casos de apuração de diferenças) com base na atualização do valor devido à época da ocorrência e não mais se aplicando a tarifa em vigor na data de emissão da fatura.

13 Vide minuta de Resolução Normativa apresentada na Audiência Pública no 48/2012, referente ao pré-pagamento de energia. 14 Impedimento de acesso (art. 87), encerramento contratual (art. 88), leitura plurimensal (art. 89), retirada de medidor (art. 90), faturamento sem leitura (art.111), faturamento incorreto (art. 113), deficiência no medidor (art.115), etc. 15 Cabe ressaltar que tais questões sempre existiram no caso de unidades consumidoras do grupo A que tivessem eventualmente alterado a sua modalidade tarifária. Além do que, para as unidades do grupo A existem outras questões envolvidas, como a demanda e as cobranças relacionadas com o reativo excedente. Certamente agora, contudo, a situação pode apresenta-se mais trabalhosa, dada a maior probabilidade de alterações na tarifa e o universo maior de consumidores. 16 Vide minuta de Resolução Normativa apresentada na Audiência Pública no 95/2012, referente a aplicação das bandeiras tarifárias.



III.4.6. Pré-pagamento 40. As premissas defendidas na proposta da modalidade de faturamento pré-pago não são compatíveis com a aplicação da tarifa branca. Perder-se-ia no pré-pagamento a simplicidade e a previsibilidade do consumidor no momento da compra de seus créditos, dificultando a transparência e o controle de seus gastos. A operacionalização do faturamento também restaria oneroso, pois além da comunicação com o posto de venda, haveria a necessidade de se realizar o abatimento dos créditos em um medidor mais complexo (e, por conseguinte, mais caro), com a exigência de um relógio interno e a necessidade de reprogramação periódica para a atualização das tarifas internamente aos medidores.

III.4.7. Fornecimento provisório 41. Em relação ao fornecimento provisório, não haveria necessidade de um dispositivo estabelecendo um tratamento diverso. As disposições existentes no art. 52 da Resolução Normativa no 414, de 2010, podem ser integralmente aplicadas. A distribuidora poderá, então, a seu critério, estimar o faturamento conforme previsão de consumo em cada posto horário e posteriormente realizar a cobrança ou a devolução de diferenças, caso faça a instalação dos equipamentos de medição apropriados. III.4.8. Custo de disponibilidade 42. Sendo o custo de disponibilidade o valor mínimo relacionado com a parcela do fio (demanda) na tarifa monômia do grupo B, a sua aplicação na tarifa branca deveria ser feita considerando-se valores específicos para cada posto horário. Contudo, tais valores não foram estipulados. Em decorrência disso, para se evitar situações discrepantes em sua cobrança, a mesma deverá ser feita considerando-se o valor de referência equivalente ao consumo mínimo de cada padrão de atendimento, conforme disposto no art. 98 da Resolução Normativa no 414, de 2010. Ou seja, aqui não será observado se o consumo atingiu o montante mínimo em kWh para cobrir o que seria o custo do fio, mas se o valor total a ser fatura pela tarifa branca atingiu o valor mínimo equivalente aos montantes estabelecidos para cada padrão de atendimento, considerando-se a modalidade tarifária convencional monômia. III.4.9. Participação financeira do consumidor 43. Na eventual participação financeira do consumidor17, a tarifa de referência (TUSD Fio BFP) seria, por simplicidade de procedimento ou mesmo para não se entrar no mérito de possíveis alterações futuras da modalidade tarifária, a mesma daquela utilizada para os demais consumidores com faturamento pelo grupo B, conforme publicado para cada subgrupo na resolução homologatória das tarifas de cada distribuidora. III.5. Demais Alterações em Regulamentos 44. Por fim, em função da possibilidade de adesão dos consumidores com o benefício TSEE à tarifa branca, seriam necessárias as seguintes alterações normativas:

17 A participação financeira do consumidor só ocorre nas situações que não se enquadrem nos arts. 40, 41 e 44 da Resolução Normativa no 414, de 2010.



1 Excluir o § 3º do art. 1º da Resolução Normativa nº 502, de 2012.

2 Alterar a alínea “b” do inciso L do art. 2º da Resolução Normativa nº 414, de 2010.

3 Alterar o caput do art. 56-A da Resolução Normativa nº 414, de 2010

4 Alterar o inciso IV do parágrafo 11 do Submódulo 7.1 do PRORET

45. Ademais, objetivando a manutenção da coerência regulatória, evitando-se disposições conflitantes ou interpretações paralelas, especialmente em relação aos comandos comerciais já dispostos nas Condições Gerais de Fornecimento, sugerimos as seguintes alterações na Resolução Normativa nº 502, de 2012, as quais podem ser feitas de forma concomitante às alterações acima ou em momento posterior que se considere mais oportuno:

Alteração Comentário

1 Corrigir ou excluir o § 4º do art. 2º

Nas Condições Gerais de Fornecimento a referência para o agente da ação é o consumidor e não a unidade consumidora. Entendemos ainda ser desnecessário tal parágrafo, pois a substituição do medidor só ocorrerá caso o consumidor opte pela tarifa branca.

2 Excluir o § 6º do art. 3º O art. 5º já deixa claro que a distribuidora pode adotar medidores com requisitos adicionas. Como a adoção de tais funcionalidades invariavelmente passa pela avaliação da distribuidora, o art. 5º já deixa claro tanto esta possibilidade como os critérios que devem ser levados em consideração: prudência dos investimentos e modicidade tarifária.

3 Excluir o art. 6º Uma vez definida a modalidade tarifária correspondente, não há necessidade de comando para que o medidor opere de acordo com as disposições correlatas. O próprio art. 2º já traz em seu caput a necessidade de se observar à regulamentação técnica metrológica.

4 Excluir o art. 7º Assunto disciplinado pelo inciso X do art. 5º da Constituição e pelo art. 43 do CDC. Este tema também é abrangido pelo art. 140 da REN 414/2010. A Procuradoria tratou do assunto por meio do Parecer 018/2011-PGE/ANEEL, o qual resultou na decisão da Diretoria por meio do Despacho nº 3537, de 30/08/2011, publicado em 09/09/2011.

5 Excluir o art. 8º Assunto disciplinado pela Seção II do Capítulo VI da Resolução Normativa nº 414, de 2012.

6 Excluir o art. 10. As perdas técnicas nos equipamentos (alimentadores, transformadores, medidores, etc..) são perdas intrínsecas às interações eletromagnéticas necessárias ao transporte da energia. Sendo tais valores compensados pelas distribuidoras na construção das tarifas, o dispositivo abriria espaço para a introdução de erros adicionais advindos de uma possível estimativa para se acrescentar essa perda aos cálculos, fazendo com que o consumidor pague mais via tarifa.

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 46. São fundamentos legais da presente Nota Técnica:

- A Lei no 9.427, de 26 de setembro de 2006:

“Art. 3o (...), compete à ANEEL:



.............................................

XIX - regular o serviço concedido, permitido e autorizado e fiscalizar permanentemente sua prestação.”

- O Decreto nº 2.335, de 6 de outubro 1997: “Art. 3.º A ANEEL orientará a execução de suas atividades finalísticas de forma a proporcionar condições favoráveis para que o desenvolvimento do mercado de energia elétrica ocorra com equilíbrio entre os agentes e em benefício da sociedade, observando as seguintes diretrizes: .............................................. IV - criação de condições para a modicidade das tarifas, sem prejuízo da oferta e com ênfase na qualidade do serviço de energia elétrica; ............................................ Art. 4º À ANEEL compete: .......................................... IX - incentivar o combate ao desperdício de energia no que diz respeito a todas as formas de produção, transmissão, distribuição, comercialização e uso da energia elétrica;”

V. DA CONCLUSÃO 47. Conforme anteriormente apresentado, outras medidas podem ser adotadas para a melhoria do fator de carga do sistema, atuando primeiramente sobre as maiores unidades consumidoras segundo a ordem de mérito dessas medidas. Parece ser contraditório, nesse sentido, identificar como relevante para sistema o comportamento de residências e ao mesmo tempo permitir que pequenas fábricas, hotéis e comércios com carga de até 112,5 kVA18 possam optar por tarifas do grupo B. 48. Informações, sinais de eficiência e incentivos aos pequenos consumidores não possuem a mesma penetração19 e entendimento quanto àqueles direcionados aos grandes consumidores. Os ganhos absolutos podem ser diminutos, e mesmo outras questões relacionadas com a assimetria de informação, a inércia, o receio ou a tradição podem influenciar a escolha desses consumidores. Tal fato verifica-se não raro até mesmo em consumidores de porte menor atendidos em tensão primária. 49. A oferta de novas opções tarifárias (horárias ou binômias) para unidades consumidoras atendidas em baixa tensão pode auxiliar na melhoria do fator de carga do sistema elétrico e premiar aqueles que desloquem o seu consumo (demanda) dos horários de pico do sistema. Contudo, uma tarifa unicamente horária e monômia poderá representar uma perda de receita, sem a contrapartida desejada da postergação de investimentos via maior eficiência no uso da rede, caso não sejam providos os mecanismos adequados para se evitar um comportamento preponderantemente oportunista, aumentando assim a tarifas dos demais consumidores sem ganhos globais para a população.

18 Unidades consumidoras do grupo B monofásicas possuem cargas que tipicamente variam até 10 kW, bifásicas até 15 kW e as trifásicas até 75 kW. 19 O estudo do Carbon Trust Institute indentificou uma baixa adesão às tarifas horárias para baixa tensão dos projetos analisados, algo em torno de 1% a 2 % dos consumidores.



VI. DA RECOMENDAÇÃO 50. Diante do exposto, recomenda-se a abertura de audiência pública, pelo prazo de 90 (noventa) dias, com sessão presencial a ser realizada nas cidades de Brasília - DF, São Paulo – SP, Curitiba – PR, Belém – PA e Recife – PE, visando colher subsídios da sociedade em geral para a proposta de resolução em anexo.

ANTONIO CARLOS MARQUES ARAUJO JORGE AUGUSTO LIMA VALENTE Especialista em Regulação Especialista em Regulação

MARÍLIA BRASIL DE MATOS BARBOSA MAXWELL MARQUES DE OLIVEIRA Especialista em Regulação Especialista em Regulação

OBERDAN ALVES DE FREITAS Assessor

De acordo:

MARCOS BRAGATTO Superintendente de Regulação dos Serviços Comerciais

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