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SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO ECONÔMICA SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO Nota Técnica nº 197/2012-SRE-SRD/ANEEL Brasília, 25 de junho de 2012 ESTRUTURA TARIFÁRIA PARA O SERVIÇO DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . TARIFA HORÁRIA BRANCA-BAIXA TENSÃO PARÂMETRO kz RESULTADO AUDIÊNCIAPÚBLICA 29/2012 Agência Nacional de Energia Elétrica Superintendência de Regulação Econômica SGAN 603 / Módulo “J” – 1º andar CEP: 70830-030 – Brasília – DF Tel: + 55 61 2192-8814 Fax: + 55 61 2192-8679

E S T R U T U R A T A R I F Á R I A P A R A O S E R V I ... · distribuidora desde que fundamentada nas tipologias de carga da área de concessão. Seu valor ... de 25 de junho de

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S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E REGULAÇ ÃO

ECONÔMICA

S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E REGULAÇ ÃO

DOS SERVIÇOS DE D ISTRIBUIÇÃO

Nota Técnica nº 197/2012-SRE-SRD/ANEEL Brasília, 25 de junho de 2012

E S T R U T U R A T A R I F Á R I A P A R A O S E R V I Ç O D E D I S T R I B U I Ç Ã O D E

E N E R G I A E L É T R I C A

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . T A R I F A H O R Á R I A B R A N C A - B A I X A T E N S Ã O

P A R Â M E T R O k z

RESULTADO

AUDIÊNCIAPÚBLICA

29/2012

Agência Nacional de Energia

Elétrica Superintendência de Regulação Econômica SGAN 603 / Módulo “J” – 1º andar

CEP: 70830-030 – Brasília – DF Tel: + 55 61 2192-8814

Fax: + 55 61 2192-8679

Índice

I. DO OBJETIVO ................................................................................................................................................ 1

II. DOS FATOS ................................................................................................................................................... 1

III. DA ANÁLISE ................................................................................................................................................... 2

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL ............................................................................................................................... 9

V. DA CONCLUSÃO ............................................................................................................................................ 9

VI. DA RECOMENDAÇÃO ................................................................................................................................... 10

ANEXO I................................................................................................................................................................ 11

ANEXO II .............................................................................................................................................................. 18

Nota Técnica n° 197/2012-SRE-SRD/ANEEL

Em 25 de junho de 2012.

Processo n° 48500.004247/2009-37 Assunto: Resultado e análise das contribuições da Audiência Pública – AP nº 29/2012 referente à revisão dos Módulos 7 e 10 dos Procedimentos de Regulação Tarifária –PRORET.

I. DO OBJETIVO Apresentar o resultado e a análise das contribuições recebidas no âmbito da Audiência Pública nº 29/2012 que teve o objetivo de colher subsídios à proposta de aprimoramentos a serem incluídos no Módulo 7 – Estrutura Tarifária das Concessionárias de Distribuição – e no Módulo 10 – Ordem e Condições de Realização dos Processos Tarifários e Requisitos de Informações e Obrigações Periódicas – dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET.

II. DOS FATOS 2. Em 8 de novembro de 2011, a ANEEL aprovou a Resolução Normativa - REN nº 457, que define a metodologia e os procedimentos gerais para realização do Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica – 3CRTP – Módulo 2 do PRORET. 3. Na mesma data, a REN nº 458 aprovou o Submódulo 10.1 do PRORET que define a ordem, as condições de realização, os requisitos de informações e as obrigações periódicas concernentes aos processos de revisão tarifária das distribuidoras. 4. Em 22 de novembro de 2011, a ANEEL aprovou a REN nº 464, que define a metodologia e os procedimentos gerais para cálculo e aplicação da nova Estrutura Tarifária das concessionárias de distribuição – Módulo 7 do PRORET.

5. Na Nota Técnica n.º 311/2011–SRE–SRD/ANEEL, de 17 de novembro de 2011, que instruiu a aprovação do Módulo 7, constou que a relação entre a tarifa do posto fora de ponta da modalidade branca e a tarifa convencional, denominada constante kz, poderá ser proposta pela distribuidora desde que fundamentada nas tipologias de carga da área de concessão. Seu valor deve ser

Fl. 2 da Nota Técnica n° 197/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 25 de junho de 2012

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

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necessariamente menor que a unidade. Entretanto, não foi incluído no item 11 FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA, de que trata o Submódulo 7.1 do Módulo 7 do PRORET.

6. Em 4 de maio de 2012 foi instaurada a Audiência Pública nº 29/2012, na modalidade intercâmbio documental, com o objetivo de obter contribuições à proposta de aprimoramentos a serem incluídos nos Módulos 7 e 10 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET.

III. DA ANÁLISE 7. A AP nº 29/2012 recebeu 12 contribuições de 8 agentes. No Anexo I desta Nota Técnica é apresentado o Relatório de Análise de Contribuições, discriminando-as por assunto e por agente, e fornecida a justificativa para seu aproveitamento ou não. A Tabela 1 traz um resumo do Relatório de Análise de Contribuições e a Tabela 2 relaciona os agentes participantes.

Tabela 1 – AP nº 29/2012 em números

Assunto Aceita Não Aceita

Definição do Parâmetro kz por subgrupo tarifário da distribuidora - 8

Ajuste ao Mercado de Referência - 2

Relação Ponta/Fora Ponta da TUSD Transporte 2 -

Tabela 2 – Participantes da AP nº 29/2012

Agente contribuinte

1 ABRADEE

2 AES Eletropaulo

3 CEMIG

4 COPEL

5 DAIMON Engenharia e Sistemas

6 EDP Energias do Brasil

7 ELEKTRO

8 QUANTUM

8. No Anexo II são apresentadas as propostas finais de alterações em comparação com a atual redação do PRORET, sendo destacadas na cor azul as inserções de texto e em vermelho os textos a serem suprimidos. 9. A seguir são destacados os pontos julgados mais relevantes em virtude dos aprimoramentos propostos e das contribuições recebidas.

Fl. 3 da Nota Técnica n° 197/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 25 de junho de 2012

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

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a. Definição do Parâmetro kz por subgrupo tarifário da distribuidora

10. A Nota Técnica nº 94/2012-SRE-SRD/ANEEL apresentou uma proposta para definição do parâmetro kz da Modalidade Tarifária Branca por subgrupo tarifário e por distribuidora. Essa adequação visa mitigar efeitos negativos ocasionados pela definição de um kz único Brasil para todo o Grupo B, que poderia inibir a migração de unidades consumidoras ou conceder benefícios sem a contrapartida da redução do consumo no posto ponta. 11. De acordo com a proposta, o parâmetro kz seria diferenciado para os subgrupos B1, B2 e B3, específico por distribuidora, e calculado com base no comportamento dos consumidores representados pela curva de carga agregada de cada subgrupo. 12. De forma geral, as contribuições consideraram a definição do kz específico por subgrupo um importante avanço na definição da estrutura tarifária. No entanto, argumentaram que, devido às diferenças de hábitos de consumo que ocorrem dentro de um mesmo subgrupo, grande parte dos consumidores ainda poderiam se beneficiar da migração sem reduzir o consumo no horário de ponta. Como forma de eliminar esse efeito adverso, e minimizar o impacto negativo que essas migrações teriam na receita das distribuidoras, as contribuições sugeriram que o kz de cada subgrupo seja determinado pelo valor do maior kz dentre aqueles calculados para cada um dos consumidores-tipo de cada subgrupo. A justificativa para adoção desse critério é que o eventual benefício econômico advindo da migração para a modalidade Tarifária Branca seria sempre resultado da contrapartida de alteração do consumo no posto tarifário ponta pelo consumidor.

13. Para uma melhor estimação dos potenciais impactos da aplicação do kz máximo consideram-se a Figura 1 e a Tabela 3, onde, respectivamente, são exibidas as curvas de carga dos consumidores-tipo do subgrupo B1 de uma distribuidora e apresentados alguns atributos associados à essas curvas1. Esta mesma referência foi utilizada nas demais simulações da Figura 2.

1 Apesar de serem apresentados resultados para o caso de uma única distribuidora, diversas simulações foram realizadas e as

conclusões aqui alcançadas podem ser estendidas para outras distribuidoras com razoável precisão.

Fl. 4 da Nota Técnica n° 197/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 25 de junho de 2012

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Figura 1 – Consumidores-tipo do subgrupo B1

Tabela 3 - Características dos consumidores-tipo (classificados do menor para o maior kz)

Consumidor

Consumo relativo na ponta em relação ao

consumo total da tipologia

kz específico

Participação no mercado B1

Modulação requerida na

ponta (*)

Tipo 9 39,24% 0,42 5,96% -52,28%

Tipo 1 38,07% 0,42 15,70% -53,94%

Tipo 2 31,54% 0,45 14,97% -47,45%

Tipo 10 30,51% 0,46 5,52% -48,25%

Tipo 3 30,56% 0,46 14,21% -44,43%

Tipo 5 27,63% 0,50 8,54% -32,58%

Tipo 6 25,75% 0,51 8,57% -29,76%

Tipo 4 21,58% 0,55 11,98% -14,58%

Tipo 7 22,18% 0,55 8,09% -14,31%

Tipo 8 19,11% 0,58 6,46% 0,00%

Agregada 29,20% 0,48 100% -39,18%

(*) Refere-se à modulação requerida na ponta para equivalência entre a fatura da tarifa convencional e a fatura da Tarifa

Branca, sendo esta calculada considerando-se o kz máximo – 0,58. 14. Da Tabela 3 verifica-se que do kz máximo é igual a 0,58. Uma observação importante é que este kz está associado ao consumidor-tipo que possui o menor consumo relativo no posto ponta, apresentando, portanto, baixo potencial de modulação uma vez que já representa a maior modulação desse mercado. Ainda, o kz seria definido a partir de uma curva que representa apenas 6,46% do mercado do subgrupo B1 da distribuidora. Com efeito, para alcançar a condição de indiferença – fatura na tarifa

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Dem

and

a [p

.u.]

Posto Tarifário

Tipo 1

Tipo 2

Tipo 3

Tipo 4

Tipo 5

Tipo 6

Tipo 7

Tipo 8

Tipo 9

Tipo 10

Agregado

kz máximo = 0,58

Fl. 5 da Nota Técnica n° 197/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 25 de junho de 2012

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

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convencional igual à fatura na tarifa branca – o restante dos consumidores, 93,54% do mercado, precisaria reduzir de 14,31% à 52,28% o consumo no posto ponta, conforme cada tipologia. Ainda, 73,47% do mercado teria que apresentar uma redução de, no mínimo, 29,76%. Esses números representam que o esforço exigido do mercado para se viabilizar a tarifa branca seria muito expressivo e, em muitos casos, até proibitivos do ponto de vista do consumidor. 15. Ressalta-se que a equivalência de custo com a modalidade convencional, para os consumidores que precisam modular, não é condição suficiente para viabilizar a migração de consumidores para a Tarifa Branca. A opção por essa modalidade só será concretizada caso o consumidor considere que o benefício financeiro resultante da modulação seja compensador em relação à alteração do seu comportamento e ao custo associado ao gerenciamento de consumo. Assim, uma escolha inadequada do valor do kz pode funcionar como uma barreira à migração e, portanto, o ajuste desse parâmetro se constitui num aspecto fundamental para a definição de uma tarifa horária com sinalização adequada não só do ponto de vista da distribuidora, mas também do consumidor. 16. Experiências internacionais mostram que consumidores submetidos à tarifação horária podem apresentar uma redução no consumo de ponta que varia de 0% à 11,6%2, sendo o nível de redução alcançado fortemente dependente de uma tarifa bem desenhada. Dessa forma, a introdução de uma tarifa horária opcional que exija do consumidor excessiva modulação – como o critério do kz máximo proposto pelas empresas – seria de pouca aceitabilidade do ponto de vista do consumidor. Portanto, a partir das considerações acima realizadas, pode-se concluir que, se por um lado o critério do kz máximo praticamente anularia o risco de perda de receita das distribuidoras, por outro, tenderia a uma completa inviabilização da Tarifa Branca e consequentemente dos benefícios associados – diminuição do consumo na ponta, postergação de investimentos, consumo racional de energia, entre outros. Por esse motivo, o critério do kz máximo não se mostra adequado para definição do kz específico de cada subgrupo.

17. Ademais, outro raciocínio pode ser feito a partir do consumidor tipo 8, que apresenta o kz máximo de 0,58. A curva típica demonstra um baixo impacto desse consumidor na formação da ponta do sistema, uma vez que possui pouca energia alocada no posto ponta. Com isso, pode-se também inferir que sua contribuição para expansão e manutenção do sistema é relativamente mais baixa em comparação com os outros consumidores-tipo3. Desse modo, estaria coerente esse consumidor ter um menor custo. 18. Vale ainda observar que as análises trazidas nesta Nota Técnica e nas contribuições se baseiam nas curvas típicas de consumo. Ocorre que o comportamento dos consumidores podem ser diferente dessa representação, sendo, portanto, a informação uma peça crucial na efetivação da Tarifa Branca. A única informação disponível atualmente para o consumidor é seu consumo mensal. A rigor, ele desconhece o seu consumo no horário de ponta e, consequentemente, o tamanho do esforço que terá que ter para se beneficiar da tarifa. Tal condição deverá ser tratada nas regras comerciais a fim de se avaliar um período de testes e de carência para a migração de uma modalidade para outra, entre outros assuntos afetos a comercialização.

2 Carbon Trust Institute, Time-of-using pricing: Lessons from international experience, Final Report, Abril 2012.

3 Análise semelhante ao realizado para o consumidor verde (curta utilização) do grupo A.

Fl. 6 da Nota Técnica n° 197/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 25 de junho de 2012

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19. Diante dos argumentos aqui trazidos, a proposta final para definição do kz contempla uma pequena alteração em relação àquela apresentada na Audiência Pública. Ao invés de se utilizar a curva de carga agregada de cada subgrupo, propõe-se que o valor do kz seja resultado da média ponderada pelo mercado dos kz específicos de cada tipologia pertencente ao subgrupo. Essa ponderação visa definir um kz mais fortemente influenciado pelas tipologias com maiores participações no respectivo mercado. 20. Para se avaliar os efeitos dessa proposta, apresenta-se, na Figura 2, i) o potencial benefício que consumidores aufeririam com a opção pela Tarifa Branca; ii) o impacto das possíveis migrações na receita da distribuidora; e iii) a participação de cada tipologia no mercado do subgrupo B1. Os resultados a seguir foram obtidos considerando-se um kz igual a 0,48, por meio da metodologia ponderada. 21. Verifica-se que cerca de 44% do mercado B1, para o caso exemplo, por possuir um kz específico superior a 0,48, poderia auferir um potencial benefício econômico com a mera migração para tarifação horária, sem a alteração da forma de consumo. Estariam contempladas nessa condição as tipologias 4, 5, 6, 7 e 8.

22. Do ponto de vista do consumidor, o maior benefício é para aqueles com perfil de consumo semelhante ao consumidor-tipo 8, que representam 6,46% do mercado do subgrupo B1, que tem como potencial benefício uma redução na fatura da ordem de 8,04%, impactando, por outro lado, em -0,52% a receita da distribuidora relativa ao subgrupo B1.

23. Do ponto de vista da distribuidora, o maior impacto, olhando apenas a perda de receita, decorre do padrão de consumo similar à tipologia 4, que representam 11,98% do mercado, onde os consumidores obteriam um benefício de 5,70% e causariam uma redução na receita da distribuidora de 0,68%. Os demais resultados constam na Figura 2.

Figura 2 - Benefícios e impactos da migração para tarifa branca

Fl. 7 da Nota Técnica n° 197/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 25 de junho de 2012

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

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24. No agregado, o impacto total causado pela migração dos consumidores beneficiados pela Tarifa Branca, sem a necessidade de modulação, na receita da distribuidora relativa ao subgrupo B1 seria da ordem de -1,97%, que corresponde a aproximadamente - 0,7% da receita total do caso simulado. Ressalta-se que esse resultado foi obtido considerando-se um cenário extremamente conservador, onde 100% dos consumidores que poderiam obter algum benefício migrariam e teriam plena capacidade de gerenciamento do consumo de energia, mantendo os mesmos padrões apresentados quando da decisão de migrar. As migrações mal planejadas que podem ter impacto positivo na receita das distribuidoras não foram consideradas nas simulações. 25. Destaca-se ainda que devido à ausência da regulamentação do medidor, ora em fase de definição, bem como dos procedimentos comerciais associados à tarifação horária, aspectos que efetivamente impedem a opção pela Tarifa Branca, o número de migrações ao longo do terceiro ciclo tende a ser bastante reduzido. 26. Consequentemente, a eventual redução na receita das distribuidoras ao longo deste ciclo, em decorrência de migrações que não contribuem para diminuição da demanda de ponta do sistema, não seria um motivador para a definição do kz. Essa discussão deve ser abordada na aprovação da regulamentação da medição eletrônica, bem como nas regras comerciais, oportunidade em que poderá ser dimensionado o ritmo de inserção da Tarifa Branca e outros benefícios associados às novas regulamentações. 27. Por fim, conforme consta no ítem nº 06 da Agenda Regulatória da ANEEL para o biênio 2012-2013, a Agência irá monitorar a implantação da nova Estrutura Tarifária, onde será acompanhada a evolução da aplicação da Tarifa Branca, e, consequentemente, poderá ser melhor avaliado os reais impactos da tarifação horária de forma a propor os ajustes necessários durante o curso de sua implantação, caso fique comprovada a necessidade.

b. Ajuste ao Mercado de Referência

28. Algumas contribuições argumentaram que o ajuste ao mercado de referência introduz uma distorção na definição da estrutura vertical e que, por isso, deve ser eliminado do processo de cálculo das Tarifas de Referência. 29. Ressalta-se que o ajuste já era realizado nos ciclos tarifários anteriores e que sua explicitação, nas equações (4) e (9) do Submódulo 7.2 do PRORET, não representa nenhuma inovação no cálculo tarifário e visa apenas conferir maior clareza ao assunto. 30. Existem casos, principalmente para a alta tensão, nos quais o mercado de demanda teórico das tipologias (ajustado ao mercado de energia) é muito menor do que o mercado de demanda faturado. Essa divergência acarreta custos marginais de capacidade bastante reduzidos, o que, sem o ajuste ao mercado de referência, resultaria em tarifas excessivamente baixas para esses consumidores, não refletindo a realidade da contratação de demanda dos consumidores para com a distribuidora.

Fl. 8 da Nota Técnica n° 197/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 25 de junho de 2012

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

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31. Contudo, independentemente da característica de consumo de cada consumidor, a distribuidora deve disponibilizar capacidade plena para o atendimento da demanda contratada. Dessa forma, a mera disponibilização de capacidade instalada pela distribuidora acarreta o dispêndio de recursos necessários à sua implantação, operação e manutenção. No entanto, divergências entre o mercado da tipologia e o mercado faturado não são capturadas pelo custo marginal de capacidade, visto que ele é principalmente influenciado pelo comportamento das cargas ponderado pelo mercado de referência de energia associado. 32. Diferentemente do afirmado nas contribuições, a grande diferença entre os mercados das tipologias e o faturado não é explicada somente pela diversidade, mas por outros fatores como, por exemplo, o comportamento sazonal de cargas ou consumidores com geração própria. 33. Portanto, o que se busca ao realizar o ajuste é corrigir uma distorção, em que as responsabilidades na formação dos custos de rede não estão adequadamente mensuradas na estrutura vertical e compatibilizar o preço percebido pelo consumidor com o custo por ele imputado à expansão do sistema. Assim, propõe-se que o ajuste ao mercado de referência de demanda continue sendo realizado. c. Relação Ponta/Fora Ponta – TUSD TRANSPORTE 34. Sob a justificativa de que os consumidores reagem ao preço final a eles aplicado, algumas contribuições propõem que as relações ponta/fora ponta para cada subgrupo tarifário sejam calculadas e aplicadas diretamente à TUSD TRANSPORTE e não às suas componentes, TUSD FIO A e TUSD FIO B. 35. A respeito desse assunto, no âmbito da AP nº 120/2010, na qual foi discutida a estrutura tarifária das distribuidoras do 3CRTP, a maioria das contribuições solicitou que a relação ponta/fora ponta proveniente da TUST fosse repassada ao consumidor por meio da TUSD FIO A. 36. Assim, a metodologia vigente estabelece que as relações ponta/fora ponta da TUSD TRANSPORTE são obtidas por meio do ajuste das relações ponta/fora ponta da TUSD FIO B, satisfazendo a certos critérios, tais como uma relação máxima de 10 e comportamento monotônico ao longo do período de transição da TUST, estabelecido pela REN nº 399/2010. Obedecendo-se a essas premissas, em muitos casos, as metas estabelecidas para a TUSD TRANSPORTE não são alcançáveis. 37. Contudo, dentre os parâmetros da estrutura tarifária passíveis de flexibilização, é permitido à distribuidora propor relações ponta/fora ponta para a TUSD FIO A, TUSD FIO B e TUSD TRANSPORTE. Portanto, considera-se que a solicitação para definição de relações ponta/fora ponta aplicadas diretamente à TUSD TRANSPORTE já está contemplada no regulamento atual. d. Prazo para envio dos dados 38. A proposta de alteração submetida em AP não recebeu contribuições e será mantida a alteração para 170 dias antes da revisão tarifária da etapa de envio dos dados para cálculo do custo médio e da proposta da distribuidora para sua estrutura tarifária.

Fl. 9 da Nota Técnica n° 197/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 25 de junho de 2012

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e. Demais alterações 39. A AP nº 29/2012 também apresentou correções no texto, que não recebeu nenhuma contribuição a respeito, mantendo-se, portanto, a proposta submetida em audiência. 40. Uma adequação necessária no texto, não apresentada na Audiência Pública, visa esclarecer a incidência das relações ponta/fora ponta e intermediário/fora ponta na TUSD da Modalidade Tarifária Branca. Da redação atual do PRORET, parágrafo 14 do Submódulo 7.3, pode-se entender que a sinalização incide sobre todos os componentes da TUSD. No entanto, no cálculo da Tarifa Branca, as relações acima mencionadas são aplicadas somente à TUSD TRANSPORTE, ou seja, TUSD FIO A e TUSD FIO B, como ocorre em todas as outras modalidades tarifárias. Dessa forma, propõe-se um ajuste no texto do regulamento, conforme anexo.

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 41. A Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, art. 15, § 6º, assegura aos fornecedores e respectivos consumidores o livre acesso aos sistemas de distribuição e transmissão de concessionário de serviço público, mediante ressarcimento do custo de transporte envolvido, calculado com base em critérios fixados pelo Poder Concedente. 42. A Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996, art. 3°, com a redação pela Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004, art. 9°, estabelece incumbência da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para homologar as tarifas de energia elétrica na forma da mencionada Lei, das normas pertinentes e do Contrato de Concessão. 43. O Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, Anexo I, art. 4º, inciso X, estabelece a competência da ANEEL para atuar, na forma da lei e dos contratos de concessão, nos processos de definição e controle de preços e tarifas.

V. DA CONCLUSÃO

44. Esta Nota Técnica reúne as respostas e os esclarecimentos da ANEEL às contribuições recebidas no âmbito da Audiência Pública nº 29/2012 e apresenta a proposta final de aprimoramentos a serem incluídos nos Módulos 7 e 10 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET. 45. Ressalta-se que apesar de as contribuições recebidas não terem culminado na modificação da proposta inicial, propõe-se uma pequena modificação na metodologia de cálculo do parâmetro kz da Tarifa Branca em relação àquela apresentada na Nota Técnica nº 94/2012-SRE-SRD/ANEEL, como descrito no corpo desta Nota Técnica.

Fl. 10 da Nota Técnica n° 197/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 25 de junho de 2012

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

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VI. DA RECOMENDAÇÃO 46. Recomenda-se a submissão para a Diretoria da ANEEL a proposta final de revisão do Módulo 7 – submódulos 7.1, 7.2 e 7.3 – e do Módulo 10 – submódulos 10.1 e 10.2 – do PRORET.

DIEGO LUIS BRANCHER Especialista em Regulação

FERNANDO JUNQUEIRA SANTOS Especialista em Regulação

Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD

Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD

FLÁVIA LIS PEDERNEIRAS Especialista em Regulação

RODRIGO SANTANA Especialista em Regulação

Superintendência de Regulação Econômica - SRE Superintendência de Regulação Econômica - SRE

MARCELO SILVA CASTRO Especialista em Regulação

ROBSON KUHN YATSU Especialista em Regulação

Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD

Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD

De acordo,

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação Econômica - SRE

CARLOS ALBERTO CALIXTO MATTAR Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD

Fl. 1 do Anexo I da Nota Técnica n° 197/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 25 de junho de 2012

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

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ANEXO I

RELATÓRIO DE ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES - AP 029/2012 TARIFA HORÁRIA BRANCA – BAIXA TENSÃO

PARÂMETRO KZ

O presente anexo apresenta as respostas e esclarecimentos da ANEEL referentes às contribuições recebidas na AP 29/2012 relativa à tarifa horária branca dos consumidores de baixa tensão e à revisão dos Módulos 7 e 10 do PRORET.

As contribuições estão apresentadas sob a forma de extratos retirados dos textos integrais apresentados na citada audiência pública com o objetivo de apresentar sucintamente a mensagem principal do autor da contribuição. Cabe ressaltar que a contribuição em sua forma integral pode ser acessada no endereço www.aneel.gov.br no link Audiências/Consultas. Ao início de cada comentário é identificado seu autor. As contribuições estão agregadas por temas. Para cada tema, são apresentadas todas as contribuições que o abordaram. A Resposta da SRE e da SRD será única por tema, e buscará contemplar todos os pontos levantados pelas contribuições de forma direta ou indireta, explicitando, quando for o caso, sobre sua incorporação ou não na decisão final. É importante ressaltar que boa parte das contribuições foi respondida, direta ou indiretamente, no corpo da Nota Técnica.

CONTRIBUIÇÕES RELATIVAS À AP 029/2012 I – Tarifa Branca Contribuição da ABRADEE: Por isso, propomos como contribuição principal da Abradee para a Audiência Pública no 29/2012:

1. Calcular o kz para cada distribuidora, a partir da análise dos diferentes perfis de carga em cada subgrupo tarifário, selecionando o que tiver maior patamar de modulação dentro da respectiva tipologia (conforme detalhado no anexo).

2. Considerar o mercado adaptado de acordo com as expectativas decorrentes da aplicação dos novos sinais tarifários.

[...] Para definição do kz entende-se, então, que devem ser avaliados os perfis tipo de cada subgrupo tarifário na metodologia considerando o valor do parâmetro kz de tal forma que todos perfis tipo só tenham incentivo a migrar se modularem sua carga. Assim o parâmetro kz estaria mais próximo de um equilíbrio entre benefícios para o cliente e para a distribuidora.

Fl. 2 do Anexo I da Nota Técnica n° 197/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 25 de junho de 2012

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

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Contribuição da AES ELETROPAULO: [...], como aprimoramento à proposta da AP 029/12, sugere-se que o cálculo da constante kz para cada subgrupo tarifário seja desagregado por tipologia de consumidores, de forma a se obter maior neutralidade da receita para cada subgrupo tarifário. Isso é alcançado a partir da utilização, para cada subgrupo, do máximo kz calculado a partir das suas respectivas tipologias de consumidores. Contribuição da DAIMON: Para que se possa considerar as diversas formas de uso da energia dentro de cada sub-classe, a DAIMON considera que a variável Kz efetivamente neutra deve levar em consideração todas as tipologias obtidas no processo de Caracterização da Carga, e não apenas as curvas agregadas de cada subgrupo. Neste sentido, nossa proposta é que o Kz neutro para cada sub-classe seja obtido considerando as diversas tipologias, de forma a que o Kz resultante seja aquele que não cause perda de receita em nenhuma das tipologias representativas do sub-grupo em seus perfis atuais (sem modulação). Contribuição da COPEL: [...], sugerimos que:

3. a Tarifa Branca seja disponibilizada apenas àqueles consumidores que efetivamente produzem a ponta do sistema: consumidores BT, residenciais e rurais.

4. a tarifa branca seja utilizada neste 3º CRTP como projeto piloto, limitado a um máximo de 5.000 consumidores residenciais BT, nos quais seja efetuado um trabalho semelhante ao da campanha de medidas, e posteriormente os dados sejam analisados;

5. seja realizada uma campanha de divulgação, com custos cobertos pela tarifa, contemplando:

as vantagens da tarifa Branca,

como o consumidor poderia se beneficiar ao optar pela tarifa Branca, e

opções de equipamentos elétricos com os quais o consumidor poderia se beneficiar ao optar pela tarifa Branca.

Contribuição da EDP:

Para evitar comportamentos indesejados e otimizar o uso eficiente da rede, ou seja, minimizar a perda de receita das distribuidoras sem a contrapartida de redução da demanda na ponta, pelos diversos subgrupos da baixa tensão considera-se apropriado a definição do parâmetro kz como sendo máximo de todas as “curvas tipo” para cada subgrupos B1, B2 e B3, específicos por distribuidora.

Fl. 3 do Anexo I da Nota Técnica n° 197/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 25 de junho de 2012

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

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Estes valores serão apurados pela ANEEL com base na análise das tarifas de aplicação e do comportamento dos consumidores, mensurado pelas curvas de carga de cada subgrupo e “curvas tipo”, obtidas por meio da caracterização da carga da concessionária de distribuição em análise. Contribuição da ELEKTRO:

[...], a proposta da ELEKTRO é que se considere os perfis tipo de cada subgrupo tarifário na metodologia para definição do Kz e que seja o menor valor de tal forma que todos os perfis tipo só tenham incentivo a migrar se modularem sua carga. Entende-se que este seria o Kz efetivamente neutro: somente quando os consumidores modularem haveria incentivo a migrar para a Tarifa Branca. Portanto não ocasionaria redução de faturamento com os perfis atuais de consumo típicos dos subgrupos B1, B2 e B3. Assim sendo, fica evidente, para os consumidores, que a única forma de auferir custos menores em suas faturas é através da alteração de seus hábitos de consumo. Contribuição da CEMIG: [...] A aplicação da Tarifa Branca poderia se iniciar, por exemplo, na faixa do Residencial com consumo superior a 500 kWh e no Comercial/Industrial com consumo superior a 2000 kWh. A Tarifa Branca de cada subgrupo seria construída para manter receita dessas faixas. A problemática continuaria a mesma nesses universos: haveria dentro da faixa do Residencial com consumo superior a 500 kWh clientes que teriam suas faturas majoradas e clientes que teriam suas faturas reduzidas, mas os percentuais de redução e aumento seriam bem menores. Depois a implantação poderia alcançar os clientes Residenciais de 300 a 500 kWh, que teriam Tarifa Branca mais baixa que os clientes com consumo superior a 500 kWh, pois o cálculo da TB consideraria o mercado dessa faixa e a respectiva receita com a tarifa Convencional. Por fim poderia se estender para os clientes com consumo inferior que teriam a menor Tarifa Branca. Dessa forma a aplicação da Tarifa Branca poderia ser compulsória, pois o desgaste e a insatisfação de parcela do mercado seriam bem minimizados. Haveria o problema já conhecido das regiões de fronteira das faixas de consumo, pois a variação de 1 kWh implicaria em mudança de faixa. No entanto, é um problema menor, e se o assunto for mais estudado pode-se encontrar uma solução. Assim, a proposta apresentada evita os aumentos ou reduções indevidas das Tarifas Convencional e Branca, bem como viabiliza a aplicação compulsória e torna mais eficaz a aplicação da Tarifa Branca.

Fl. 4 do Anexo I da Nota Técnica n° 197/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 25 de junho de 2012

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

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Contribuição da QUANTUM: [...], destacamos duas contribuições que são fundamentais:

1. Kz definidos para cada Distribuidora e, ainda melhor, para cada subgrupo da Baixa Tensão. 2. Que as diferenças produzidas nas receitas pela aplicação da tarifa branca sejam avaliadas e compensadas, por exemplo, como um componente financeiro.

Resposta das Superintendências da ANEEL De maneira geral, as contribuições consideraram a proposta de definição de um kz específico, baseado na tipologia agregada de cada subgrupo (B1, B2 e B3), uma evolução em relação ao atualmente regulamentado – kz igual 0,55 para todo Grupo B. No entanto, as contribuições ressaltaram que a proposta não elimina o incentivo distorcido que ocorre dentro de cada subgrupo, em que muitos consumidores poderiam ser beneficiados pela migração para a tarifa branca sem reduzirem consumo no posto ponta. Neste sentido, e visando mitigar o impacto de migrações na receita das distribuidoras, a maioria das contribuições propõe que a definição do kz seja baseada na curva do consumidor-tipo que possua o menor consumo relativo no posto ponta. Tal critério levaria a escolha do maior kz dentre aqueles calculados para cada um dos consumidores-tipo pertencentes a determinado subgrupo. Com a adoção desse critério, os consumidores de qualquer subgrupo só obteriam uma redução na fatura caso diminuíssem o consumo no posto ponta. Por outro lado, significativas variações dos valores de kz, obtidos a partir de curvas de consumidores-tipo de um mesmo subgrupo, indicam que o critério do kz máximo seria bastante restritivo, podendo limitar severamente a opção de consumidores pela tarifa branca, uma vez que seria exigida modulação excessiva para viabilização da migração. Além disso, simulações realizadas demonstram que o kz máximo seria definido a partir de um perfil de consumo com reduzida representatividade no mercado do subgrupo (maiores detalhes no corpo desta Nota Técnica). Com efeito, a adoção do kz máximo poderia inviabilizar a tarifa branca e seus potenciais benefícios. O parâmetro kz não deve representar uma barreira à migração dos consumidores para a modalidade tarifária branca. Portanto, o critério do kz máximo não será adotado. Em relação às questões sobre riscos de mercado e possíveis perda de receita , vale ressaltar que devido à ausência da regulamentação do medidor, ora em fase de definição, bem como dos procedimentos comerciais associados à tarifação horária, aspectos que efetivamente impedem a opção pela Tarifa Branca, o número de migrações ao longo do terceiro ciclo tende a ser bastante reduzido. Consequentemente, a eventual redução na receita das distribuidoras ao longo deste ciclo, em decorrência de migrações que não contribuem para diminuição da demanda de ponta do sistema, não seria um motivador para a definição do kz. Essa discussão deve ser abordada na aprovação da regulamentação da

Fl. 5 do Anexo I da Nota Técnica n° 197/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 25 de junho de 2012

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

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medição eletrônica, bem como nas regras comerciais, oportunidade em que poderá ser dimensionado o ritmo de inserção da Tarifa Branca e outros benefícios associados às novas regulamentações. Destaca-se ainda que, conforme consta no ítem nº 06 da Agenda Regulatória da ANEEL para o biênio 2012-2013, a Agência irá monitorar a implantação da nova estrutura tarifária, onde será acompanhada a evolução da aplicação da Tarifa Branca, ocasião em que será melhor avaliado os reais impactos da tarifação horária de forma a propor os ajustes necessários durante o curso de sua implantação, caso fique comprovada a necessidade.

II – Ajuste ao Mercado de Referência

Contribuição da AES ELETROPAULO: [...], verifica-se que o ajuste proposto ao mercado faturado da distribuidora acaba por distorcer a relação originalmente resultante dos custos de capacidade, afetando a estrutura vertical definida pelos mesmos. Dessa forma, diante do exposto, sugere-se que não seja feito tal ajuste.

Contribuição da DAIMON: Em nossa opinião, a estrutura vertical correta, que atende aos princípios da metodologia de tarifação pelos custos marginais, com um sinal tarifário que corresponda à efetiva responsabilidade na formação das pontas no sistema de distribuição, é a E.V.M. A proposta da ANEEL, de alterar a estrutura vertical a partir das demandas faturadas, é desnecessária e distorce o conceito principal da metodologia do sinal tarifário em função do uso do sistema, mesmo que esta abordagem já tenha sido utilizada no 2º CRTP. A conseqüência prática desta distorção é que, como em geral as diversidades das demandas máximas nos níveis de Alta Tensão são maiores do que na Baixa Tensão, a proposta da ANEEL leva a uma situação em que as Tarifas na Alta Tensão serão majoradas e as tarifas da Baixa Tensão reduzidas. Em várias simulações realizadas pela DAIMON, verificamos redução na ordem de 3 a 5 % na participação do nível de Baixa Tensão na Estrutura Vertical, com o conseqüente aumento dos níveis de Alta tensão, o que causa impactos bastante significativos nas Tarifas Finais (podendo chegar a aumentos da ordem de 10 a 20 % nas Tarifas TUSD Parcela B da Alta Tensão). Resposta das Superintendências da ANEEL Conforme observado na Nota Técnica nº 94/2012-SRE-SRD/ANEEL, a etapa de ajuste ao mercado de referência já era realizada no cálculo das tarifas de referência nos ciclos tarifários anteriores. Portanto, a

Fl. 6 do Anexo I da Nota Técnica n° 197/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 25 de junho de 2012

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

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sua explicitação nas equações (4) e (9) do Submódulo 7.2 do PRORET, não representa nenhuma inovação no cálculo tarifário e visa apenas conferir maior clareza ao assunto. Existem casos, principalmente para a alta tensão, em que o mercado de demanda teórico das tipologias (ajustado ao mercado de energia) é muito menor do que o mercado de demanda faturada. Essa divergência acarreta custos marginais de capacidade bastante reduzidos, o que, sem o ajuste ao mercado de referência, resultaria em tarifas excessivamente baixas para esses consumidores, não refletindo a realidade da contratação de demanda dos consumidores para com a distribuidora. Contudo, independentemente da característica de consumo de cada consumidor, a distribuidora deve disponibilizar capacidade plena para o atendimento da demanda contratada. Dessa forma, a mera disponibilização de capacidade pela distribuidora acarreta o dispêndio de recursos necessários à sua implantação, operação e manutenção. Divergências entre o mercado da tipologia e o mercado faturado não são capturadas pelo custo marginal de capacidade, visto que ele é principalmente influenciado pelo comportamento das cargas ponderado pelo mercado de referência de energia associado. Diferentemente do afirmado nas contribuições, essa diferença entre o mercado da tipologia e o mercado faturado não é explicada somente pela diversidade, mas por outros fatores como, por exemplo, o comportamento sazonal de cargas ou consumidores com geração própria. Portanto, o que se busca ao realizar o ajuste é corrigir uma distorção, em que as responsabilidades na formação dos custos de rede não estão adequadamente mensuradas na estrutura vertical e compatibilizar o preço percebido pelo consumidor com o custo por ele imputado à expansão do sistema. Assim, o ajuste ao mercado de referência de demanda deve continuar sendo realizado.

III – Relação Ponta/Fora de Ponta – TUSD TRANSPORTE Contribuição da DAIMON Em nossa avaliação, os consumidores reagem ao preço final a eles aplicado. Portanto, as relações finais das tarifas de Ponta e Fora de Ponta da TUSD Transporte deveriam ser preponderantes sobre a manutenção dos sinais estabelecidos por regras independentes da TUSD-Fio A e TUSD-Fio B. Neste sentido, a DAIMON propõe que as relações Ponta/Fora-Ponta para cada nível de tensão sejam calculadas e aplicadas diretamente à TUSD-Transporte. Adicionalmente, em nossa opinião, um ponto que precisa ser objeto de análise mais detalhada por parte da ANEEL é se um eventual aumento de demanda no horário de ponta de diversas distribuidoras supridas por uma mesma transmissora pode acarretar em restrições de capacidade na transmissão, o que poderia se configurar em um problema bastante sério.

Fl. 7 do Anexo I da Nota Técnica n° 197/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 25 de junho de 2012

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

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Contribuição da EDP Os consumidores reagem ao preço final a eles aplicado. Portanto, as relações finais das tarifas de Ponta e Fora de Ponta da TUSD Transporte deveriam ser preponderantes sobre a manutenção dos sinais estabelecidos por regras independentes da TUSD-Fio A e TUSD-Fio B. Neste sentido, o Grupo EDP propõe que as relações Ponta/Fora-Ponta para cada nível de tensão sejam calculadas e aplicadas diretamente à TUSD-Transporte. Este ponto precisa ser objeto de análise mais detalhada por parte da ANEEL em caso de aumento de demanda no horário de ponta de diversas distribuidoras supridas por uma mesma transmissora. Resposta das Superintendências da ANEEL No âmbito da Audiência Pública nº 120/2010, a maioria das contribuições solicitou que a relação ponta/fora ponta proveniente da TUST fosse repassada ao consumidor por meio da TUSD FIO A. Assim, a metodologia vigente estabelece que as relações ponta/fora ponta da TUSD TRANSPORTE são obtidas por meio do ajuste das relações ponta/fora ponta da TUSD FIO B, satisfazendo a certos critérios tais como relação máxima de 10 para a TUSD FIO B, e comportamento monotônico da relação da TUSD TRANSPORTE ao longo do período de transição da TUST, estabelecido pela REN nº 399/2010. Obedecendo tais princípios, em muitos casos a meta é inatingível. Contudo, dentre os parâmetros da estrutura tarifária passíveis de flexibilização, é facultado a cada distribuidora a proposição de relações ponta/fora ponta para a TUSD FIO A, TUSD FIO B, e TUSD TRANSPORTE. Portanto, considera-se que a solicitação para definição de relações ponta/fora ponta aplicadas diretamente à TUSD TRANSPORTE já está contemplada pelo regulamento atual. Obs: As citações de concordância com a proposta da ANEEL não foram tabuladas no presente relatório. Os comentários gerais, que não foram apresentados como contribuição, ou extrapolam a discussão da AP não foram respondidos.

Fl. 1 do Anexo II da Nota Técnica n° 197/2012 – SRE-SRD/ANEEL, de 25 de junho de 2012

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

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ANEXO II

Comparação entre a atual redação constante nos PRORET’s e as alterações propostas

SUBMÓDULO 7.1

ALTERAÇÃO

§ ONDE SE LÊ LEIA-SE 07

VI. Benefício Tarifário: descontos, subsídios concedidos em atos legais e normativos

VI. Benefício Tarifário: descontos e subsídios concedidos em atos legais e normativos.

15 d) Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS (contribuição) d) Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS; 20 III. TE TRANSPORTE – é a parcela da TE que recupera os custos de

transmissão relacionados à: transporte de Itaipu, Rede Básica de Itaipu e Rede Básica associada aos contratos iniciais

III. TE TRANSPORTE – é a parcela da TE que recupera os custos de transmissão relacionados à: transporte de Itaipu e Rede Básica de Itaipu;

51 A distribuidora deve apresentar sua proposta quando do envio das informações iniciais para o processo de Revisão Tarifária Periódica e os consumidores durante o rito da Audiência Pública específica da revisão

A distribuidora deve apresentar sua proposta conforme cronograma definido no Submódulo 10.1 e os consumidores durante o rito da Audiência Pública específica da revisão.

53

Tabela 4: Fatores para Construção de Tarifas

Fator Valor

Relação Ponta/Fora de Ponta A2 4,35

Relação Ponta/Fora de Ponta A3 3,65

Relação Ponta/Fora de Ponta A4 3,00

Relação Ponta/Fora de Ponta AS 5,00

Relação Ponta/Fora de Ponta B 5,00

Relação Intermediária/Fora de Ponta B 3,00

Relação Fora de Ponta/Convencional B 0,55

Fator de Cruzamento entre retas AZUL/VERDE 0,66

Fator de Ponta da Energia 1,72

Fator de Fora de Ponta da Energia 1,00

Fator Convencional da Energia 1,06

Tabela 5: Fatores para Construção de Tarifas

Fator Valor

Relação Ponta/Fora de Ponta A2 4,35

Relação Ponta/Fora de Ponta A3 3,65

Relação Ponta/Fora de Ponta A4 3,00

Relação Ponta/Fora de Ponta AS 5,00

Relação Ponta/Fora de Ponta B 5,00

Relação Intermediária/Fora de Ponta B 3,00

Fator de Cruzamento entre retas AZUL/VERDE 0,66

Fator de Ponta da Energia 1,72

Fator de Fora de Ponta da Energia 1,00

Fator Convencional da Energia 1,06

Fl. 2 do Anexo II da Nota Técnica n° 197/2012 – SRE-SRD/ANEEL, de 25 de junho de 2012

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56 A distribuidora informar na fatura de energia elétrica dos consumidores do grupo B, o valor correspondente à energia, ao serviço de distribuição, à transmissão, aos encargos setoriais e aos tributos

A distribuidora deve informar na fatura de energia elétrica dos consumidores do grupo B, o valor correspondente à energia, ao serviço de distribuição, à transmissão, aos encargos setoriais e aos tributos.

§ INCLUSÃO DE PARÁGRAFOS

50 IV. Utilização de relação entre a TUSD do posto fora de ponta da modalidade tarifária horária Branca e a TUSD da modalidade tarifária convencional – parâmetro kz – diversa daquela estabelecida na proposta padrão para cada subgrupo tarifário

(Item) 14.5.- CALCULO DA RELAÇÃO PONTA/FORA PONTA DA TUSD TRANSPORTE

68 Para as revisões tarifárias que ocorrerem até 30 de junho de 2013, as relações ponta/fora ponta das Tarifas de Referência TUSD FIO B serão determinadas considerando as Tarifas de Referência TUSD FIO A apuradas para o final do período de transição da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST, estabelecido pela Resolução Normativa nº 399, de 13 de abril de 2010.

69 As Tarifas de Referência TUSD FIO A, apuradas no momento da revisão tarifária, para serem aplicadas nos reajustes subsequentes, considerarão a sinalização da TUST decorrente da Resolução Normativa nº 399, de 13 de abril de 2010.

Obs: a inclusão do inciso IV no § 50 implicará na renumeração dos demais incisos.

Fl. 3 do Anexo II da Nota Técnica n° 197/2012 – SRE-SRD/ANEEL, de 25 de junho de 2012

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SUBMÓDULO 7.2

ALTERAÇÃO

§ ONDE SE LE LEIA-SE 3 As Tarifas de Referência TUSD FIO B definem os critérios de rateio

da receita da Parcela B das distribuidoras, calculadas com base no Custo Marginal de Capacidade – CMC.

As Tarifas de Referência TUSD FIO B, apuradas no momento da revisão tarifária, definem os critérios de rateio da receita da Parcela B das distribuidoras, calculadas com base no Custo Marginal de Capacidade – CMC.

32 As Tarifas de Referência TUSD FIO A são calculadas por agrupamento e posto tarifário de acordo com as seguintes equações:

As Tarifas de Referência TUSD FIO A, apuradas no momento da revisão tarifária, são calculadas por agrupamento e posto de acordo com as seguintes equações:

Eq.

INCLUSÃO DE EQUAÇÕES

4 ( ) ( ) ( )

( ):parâmetro de ajuste ao mercado de referência por agrupamento tarifário;

Eq. (atual)

ALTERAÇÃO DE EQUAÇÕES

4 ( ) ( ) ( ) ( )

8

(

)

: parâmetro de ajuste ao mercado de referência Obs: as referências das equações serão alteradas com a inclusão da nova equação 4 citada acima.

Fl. 4 do Anexo II da Nota Técnica n° 197/2012 – SRE-SRD/ANEEL, de 25 de junho de 2012

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SUBMÓDULO 7.3

§ ONDE SE LÊ LEIA-SE 06

(09,11,18,21,23)

O fator multiplicativo por componente de custo tarifário da TUSD integral é obtido pela razão entre o custo regulatório, deduzidos os estabelecidos nos parágrafos 37, 39 e 46 e o ajuste da receita da CDE, e a receita de referência

O fator multiplicativo por componente de custo tarifário da TUSD integral é obtido pela razão entre o custo regulatório, deduzidos os estabelecidos nos parágrafos 37, 39 e 44, e a receita de referência. (a mesma supressão de texto será realizada nos §§s 6º,9º,11,18,21,23)

14

14. A TUSD da modalidade tarifária horária Branca será formada pelos postos tarifários estabelecidos Submódulo 7.1 e terá os seguintes valores: ... III. para o posto tarifário fora ponta será equivalente a 55% (cinquenta e cinco por cento) do valor da TUSD – modalidade tarifária Convencional Monômia aplicada à baixa tensão.

14. A TUSD Transporte da modalidade tarifária horária Branca será formada pelos postos tarifários estabelecidos Submódulo 7.1 e terá os seguintes valores: ... III. para o posto tarifário fora ponta será equivalente ao produto da TUSD da modalidade tarifária Convencional Monômia pelo parâmetro kz, calculado para cada subgrupo tarifário da distribuidora com base nos perfis típicos de consumo.

32 c) Autoprodutor e Produtor Independente – parcela de mercado que não contribui com a recuperação dos custos de CCC, de acordo com art. 1º da Lei nº 8.631, de 04 de março de 1993, de CDE, de acordo com art. 74 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, e de PROINFA, de acordo com art. 3º da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, sobre a parcela de consumo próprio

c) Autoprodutor e Produtor Independente – parcela de mercado que não contribui com a recuperação dos custos de CCC, de acordo com a Lei nº 5.899, de 05 de julho de 1973, e Decreto nº 73.102, de 7 de novembro de 1973, de CDE, de acordo com art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, e art. 74 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, e de PROINFA, de acordo com art. 3º da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, sobre a parcela de consumo próprio.

47 Será dada publicidade nos processos tarifários dos valores relacionados aos benefícios tarifários, de que trata a alínea “a” até “i” do parágrafo 33 deste Submódulo, compensados na estrutura tarifária, apurados pela diferença entre a TUSD e TE integral e a TUSD e TE de Aplicação, respectivamente, multiplicada pelo Mercado de Referência.

Será dada publicidade nos processos tarifários dos valores relacionados aos benefícios tarifários, de que trata a alínea “a” até “i” do parágrafo 32 deste Submódulo, compensados na estrutura tarifária, apurados pela diferença entre a TUSD e TE integral e a TUSD e TE de Aplicação, respectivamente, multiplicada pelo Mercado de Referência.

Fl. 5 do Anexo II da Nota Técnica n° 197/2012 – SRE-SRD/ANEEL, de 25 de junho de 2012

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SUBMÓDULO 10.1

ONDE SE LÊ LEIA-SE

Tab. 2 13 Dados para cálculo do custo marginal (médio) – Informações Inicias/AP

Dados para cálculo do custo marginal (médio) – 170 dias antes da RTP

Tab. 2 14 Proposta de estrutura tarifária (custo marginal (médio) e parâmetros da estrutura (modalidades e postos tarifário)) - Módulo 8 – Informações Inicias/AP

Proposta de Estrutura Tarifária - Módulo 7 – 170 dias antes da RTP

SUBMÓDULO 10.2

§ ONDE SE LÊ LEIA-SE Tabela 02 2 Módulo 7 2 Módulo 8 Tabela 02 2.1 Módulo 7 2.1 Módulo 8 Tabela 02 2.2 Módulo 7 2.2 Módulo 8 Tabela 02 2.3 Módulo 7 2.3 Módulo 8 Tabela 02 3 Módulo 7 3 Módulo 8 Tabela 02 3.1 Módulo 7 3.1 Módulo 8 Tabela 02 3.2 Módulo 7 3.2 Módulo 8 Tabela 02 4 Módulo 7 4 Módulo 8 Tabela 02 4.3 Módulo 7 4.3 Módulo 8