Nota Técnica no 10/2017-SGT/ANEEL · Submódulo 6.8 do PRORET e definição das faixas de acionamento e dos adicionais das bandeiras tarifárias, com vigência a partir de fevereiro

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

48581.00000259/2017-00

Nota Técnica no 10/2017-SGT/ANEEL

Em 09 de fevereiro de 2017.

Processo: 48500.005363/2016-01 Assunto: Definição das faixas de acionamento e dos adicionais das bandeiras tarifárias com vigência a partir de fevereiro de 2017.

I. DO OBJETIVO

A presente Nota Técnica tem como objetivo apresentar proposta final de aprimoramento do Submódulo 6.8 do PRORET e definição das faixas de acionamento e dos adicionais das bandeiras tarifárias, com vigência a partir de fevereiro de 2017, após análise das contribuições recebidas na Audiência Pública AP 91/2016.

II. DOS FATOS 2. A REN nº 464/2011, de 22 de novembro de 2011, homologou o Módulo 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, estabelecendo os procedimentos a serem aplicados ao processo de definição da Estrutura Tarifária para as concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica. 3. O Submódulo 7.1 do PRORET definiu que o sistema de bandeiras tarifárias seria aplicado a partir do ano de 2015 às concessionárias do Sistema Interligado Nacional – SIN, tendo sido realizados, em 2013 e 2014, anos teste com a finalidade de simular os resultados obtidos com a aplicação hipotética das bandeiras amarela e vermelha e divulgar aos consumidores os procedimentos de aplicação do sistema.

4. Em 05 de fevereiro de 2015, foi emitido o Decreto nº 8401/2015, determinando a criação da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias, destinada a administrar os recursos decorrentes da aplicação das bandeiras tarifárias.

5. O Submódulo 6.8 do PRORET foi aprovado pela Resolução Normativa nº 649/2015, de 02 de março de 2015, o qual estabeleceu as definições, metodologias e procedimentos de aplicação das bandeiras tarifárias.

6. Em 18 de agosto de 2015, foi publicada a Medida Provisória nº 688/2015, a qual estabeleceu que o risco hidrológico suportado pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE poderá ser repactuado pelos geradores e que este, quando relativo à energia contratada no Ambiente de Contratação Regulada – ACR, será coberto pela Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias.

(Fls. 2 da Nota Técnica no 10/2017-SGT/ANEEL, de 09/02/2017)


7. Em 03 de novembro de 2015, foi publicada a Lei nº 13.182/2015, a qual alterou a Lei nº 12.111/2011, definindo as bandeiras tarifárias homologadas pela Aneel não serão aplicadas aos consumidores finais atendidos nos Sistemas Isolados por serviço público de distribuição de energia elétrica. 8. Em 1º de dezembro de 2015, foi aprovada alteração do Submódulo 6.8 do PRORET, por meio da Resolução Normativa nº 689, que estabeleceu tratamento específico para o resultado positivo da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias.

9. Em 9 de dezembro de 2015, a Medida Provisória nº 688/2015 foi convertida na Lei nº 13.203, de 08 de dezembro de 2015, dispondo assim sobre a repactuação do risco hidrológico de geração de energia elétrica.

10. Adicionalmente, a Lei nº 13.203/2015 alterou a redação do art. 25 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, estendendo ao adicional de bandeiras tarifárias a incidência dos descontos especiais aplicáveis às unidades consumidoras classificadas na Classe Rural, cujo consumo se verifique na atividade de irrigação e aquicultura.

11. De 19 de dezembro de 2016 a 20 de janeiro de 2017, foi realizada a Audiência Pública nº 91/2016, com a finalidade de obter subsídios para o aperfeiçoamento do sistema de bandeiras e definição das faixas de acionamento e adicionais para o ano de 2017, na qual foi disponibilizada a Nota Técnica nº 399/2016-SGT/ANEEL.

III. DA ANÁLISE 12. A Nota Técnica nº 399/2016-SGT/ANEEL apresentou proposta de aperfeiçoamento da regulamentação do Sistema de Bandeiras Tarifárias e da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras. 13. Na Audiência Pública AP nº 91/2016, foram recebidas contribuições de quatorze agentes/instituições, relativas aos parâmetros de cálculo dos adicionais, questões metodológicas e critérios de apuração dos custos da Conta Bandeiras.

14. Nas contribuições enviadas pelos agentes, três pontos merecem destaque: Metodologia de acionamento das bandeiras (faixa de acionamento e relação com o PLD), proposta de criação de um novo patamar de bandeira amarela para cobrir custos provenientes do risco hidrológico e atualização das premissas para a definição dos patamares.

15. A análise das demais contribuições encontra-se no Relatório de Análise de Contribuições, anexo desta Nota Técnica. III.A – Faixa de acionamento e relação com o PLD 16. A Nota Técnica nº 399/2016-SGT/ANEEL apresentou a seguinte proposta de aperfeiçoamento para a definição das faixas de acionamento e a relação com o PLD, conforme abaixo:

“A definição das faixas de acionamento será realizada conforme os seguintes critérios:



a) Bandeira Tarifária Verde: será acionada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário – CVU da última usina a ser despachada for inferior a um limite pré-estabelecido anualmente, limitado a cinquenta por cento do valor-teto do PLD;

b) Bandeira Tarifária Amarela: será acionada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário – CVU da última usina a ser despachada for igual ou superior ao limite da bandeira tarifária verde e inferior a um limite pré-estabelecido anualmente, limitado ao valor-teto do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD; e

c) Bandeira Tarifária Vermelha: será acionada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário – CVU da última usina a ser despachada for igual ou superior ao limite da bandeira tarifária amarela, conforme os seguintes patamares de aplicação:

i. Patamar 1: será acionada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário – CVU da última usina a ser despachada for igual ou superior ao limite da bandeira amarela e inferior a um limite pré-estabelecido anualmente; e

ii. Patamar 2: será acionada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário – CVU da última usina a ser despachada for igual ou superior ao limite do CVU do patamar 1.

17. A metodologia proposta na AP estipula que a definição das faixas de acionamento não seja exclusivamente atrelada ao PLD, mas que leve em consideração a distribuição de custos e riscos entre os patamares, de forma a não sobrecarregar um patamar em virtude do aumento ou redução do PLD. Portanto, as faixas de acionamento seriam definidas anualmente com base na estimativa de custos para cada cenário. 18. Sobre esse tema, a Agência recebeu as seguintes contribuições:

ELEKTRO A esse respeito, manifestamos apoio à proposta da NT 399/2016-SGT/ANEEL quanto à manutenção dos critérios atuais de acionamento para os patamares de bandeiras existentes, ou seja, mantendo-se os valores de 211,28, 422,56 e 610,00 R$/MWh para as bandeiras amarela, vermelha patamar 1 e vermelha patamar 2, respectivamente. Esses valores estão em linha com a cobertura tarifária atual das distribuidoras, que considera um CMO de 211,28 R$/MWh para a projeção do custo com usinas térmicas, sendo que para preços superiores, o incremento de custo seria coberto pelo adicional das bandeiras.

CONCEN/MS CONCEN/MS apoia a proposta da SGT para que “a definição das faixas de acionamento não seja exclusivamente atrelada ao PLD, mas que leve em consideração a distribuição de custos e riscos entre os patamares, de forma a não sobrecarregar um patamar em virtude do aumento ou redução do PLD”

CONCEL/MT CONCEL/MT apoia a proposta da SGT para que “a definição das faixas de acionamento não seja exclusivamente atrelada ao PLD, mas que leve em consideração a distribuição de custos e riscos entre os patamares, de forma a não sobrecarregar um patamar em virtude do aumento ou redução do PLD”



CONCELPA A argumentação apresentada pela SGT de que "as faixas de acionamento não devem ser parametrizadas exclusivamente pelo PLD" é válida, mas que deve haver uma distribuição equilibrada dos custos entre as empresas considerando as peculiaridades de cada uma, portanto, entende que as faixas de acionamento vigentes devem ser mantidas.

GRUPO CPFL De modo a garantir a previsibilidade de cobertura tarifária, o Grupo CPFL propõe que sejam atualizadas as faixas de acionamento de modo a refletir o aumento do PLD teto, conforme previsto no Submódulo 6.8 do PRORET vigente.

CEMIG Manter a regra atual de acionamento como proporção do valor-teto do PLD, sendo R$266/MWh para um possível patamar 2 da bandeira amarela (que será considerado como cobertura dos CCEAR-D).

ENEL Seja aplicada a norma vigente para a definição dos patamares de acionamento das bandeiras.

19. Após a análise das contribuições e conforme argumentação apresentada na NT nº 399/2016-SGT/ANEEL, a área técnica entende que a definição das faixas de acionamento não deve ser exclusivamente atrelada ao PLD, de modo que recomenda a aprovação da metodologia contida na minuta do Submódulo 6.8 do PRORET, conforme citado acima. 20. Outro ponto relevante é que, em um cenário hídrico desfavorável, o acionamento das bandeiras pode ocorrer em um patamar mais baixo de despacho térmico e PLD, em vez de ser acionada apenas quando o CVU da última térmica despachada for superior a 50% do PLD, mitigando o risco das distribuidoras de terem que arcar com os custos de geração enquanto as faixas de acionamento não forem atingidas, o que poderia agravar a situação do caixa das concessionárias. E como esse custo é repassado aos consumidores nos processos tarifários através da CVA, o mecanismo proposto propicia ao consumidor o conhecimento desse custo antecipadamente, e não apenas no processo tarifário.

III.B – Criação de um patamar adicional de bandeira amarela 21. Em virtude das estimativas de custos provenientes do risco hidrológico (GSF), conforme relatado na abertura da AP nº 91/2016, as distribuidoras pleitearam a criação de um patamar adicional de bandeira amarela, conforme contribuições abaixo: LIGHT A LIGHT reforça seu pleito sobre a necessidade de se criar um novo patamar de bandeira amarela, atrelado ao GSF, de forma a obter recursos para cobertura de custos das distribuidoras associados ao risco hidrológico. CELESC Entende-se que o estabelecimento de um novo patamar de bandeira poderia obter insumos para a devida cobertura de despesas das distribuidoras que fazem parte do rol relativo ao risco hidrológico.



GRUPO CPFL A criação de um novo patamar da Bandeira Amarela bem como a utilização dos seguintes valores para os adicionais de Bandeiras Tarifárias com vigência a partir de fevereiro de 2017, assim como a valoração da cobertura tarifária dos contratos por disponibilidade considere o PLD fixado no teto no patamar teto da bandeira amarela 1 nos eventos tarifários. ELEKTRO A Elektro manifesta seu apoio à contribuição da ABRADEE, para a criação de um novo patamar de bandeira amarela, a ser acionado para cobertura de custos com risco hidrológico dos agentes. Essa medida se faz necessária, pois, mesmo para valores de PLD inferiores ao valor de acionamento da atual bandeira amarela (211,28 R$/MWh), o custo com o risco hidrológico pode assumir valores significativos CEMIG Criar novo patamar da bandeira amarela para cobertura dos custos associados ao risco hidrológico. ABRADEE Com base nos estudos baseados na planilha de cálculo da ANEEL, a ABRADEE propõe a criação de um primeiro patamar de bandeira amarela acionado quando o GSF estimado para o mês for inferior a 88%, desde que não acionados os demais patamares de bandeira tarifária, com o valor de adicional de R$ 5,00/MWh conforme embasamento apresentado no item anterior. EDP A EDP propõe os seguintes patamares de acionamento das bandeiras tarifárias com vigência a partir de fevereiro de 2017: “(...) b) Bandeira Tarifária Amarela: será acionada nos meses em que o valor do CVU da última usina a ser despachada for igual ou superior a R$ 130,00/MWh e inferior a R$ 260,00/MWh; e

i. Patamar 1: será acionada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário – CVU da última usina a ser despachada for igual ou superior a R$ 130,00/MWh e inferior a R$ 200,00/MWh; e (...)”

22. Sobre a criação de um novo patamar de bandeira amarela, a SGT entende que a desvinculação das faixas de acionamento com o PLD propicia uma melhor distribuição de custos entre os patamares, de forma que os custos incorridos com risco hidrológico podem ser mitigados com o acionamento da bandeira amarela quando uma usina com CVU inferior a 50% do PLD for despachada, conforme proposta colocada em AP. 23. Cabe enfatizar que, além do aspecto econômico, o sistema de bandeiras tarifárias possui um caráter educativo e é uma forma transparente de comunicar aos consumidores que as condições de geração de energia elétrica no país estão menos favoráveis, no caso de bandeira amarela, ou mais custosas, de acordo com o patamar de bandeira vermelha que é acionado.

24. Dessa forma, a SGT entende que a manutenção de 4 patamares (verde, amarela, vermelha 1 e 2) é importante para manter o caráter educativo e a eficácia na comunicação com os consumidores sobre a situação de geração presente no país. Caso contrário, a bandeira se torna um mero instrumento para adiantamento de custos relacionados à CVA.

25. Portanto, com o objetivo de manter a previsibilidade do sistema de bandeiras para os agentes do setor e de equilibrar a distribuição de custos entre os patamares, entende-se que a manutenção da atual estrutura de patamares é a mais adequada.



26. Contudo, conforme será exposto na próxima seção, dado os níveis de custos previstos de GSF, a área técnica propõe que nos processos tarifários seja considerada uma previsão de custos de GSF, de forma a mitigar o descasamento do fluxo de pagamentos.

III.C – Cobertura Tarifária para os custos de GSF 27. De acordo com o Informa CCEE de 06/02/2017, a previsão de GSF para 2017 deteriorou-se, ficando no patamar de 70% no período seco, conforma gráfico abaixo.

Gráfico 1 – Previsão GSF CCEE

28. Nesse cenário, os custos com risco hidrológico são significativos, crescentes com o PLD e ocorrem inclusive em períodos de bandeira verde (CVU abaixo de R$ 211,28). Dessa forma, esses custos deixaram de ser extraordinários e passaram a compor a base de despesas das distribuidoras. O gráfico abaixo mostra os custos de GSF suportados pelas distribuidoras em função do PLD para alguns cenários de GSF.

Gráfico 2 – Previsão custos GSF

29. Se considerarmos apenas os cenários de bandeira verde, os custos de GSF para 2017 podem chegar a quase R$ 10,0 bilhões por ano, conforme gráfico abaixo.



Gráfico 3 – Previsão GSF Bandeira Verde

30. Além disso, a partir de maio de 2017, entrará em vigor novos parâmetros de aversão de risco (CVar), o que tende a aumentar o valor do PLD, tornando os custos com risco hidrológico mais elevados. Esse aumento do PLD pode ser observado na previsão do PLD disponibilizada pela CCEE, conforme figura abaixo.

Gráfico 4 – Previsão PLD CCEE

31. Dessa forma, a SGT propõe que nos processos tarifários as distribuidoras recebam como cobertura tarifária uma previsão de 50% do GSF previsto para o teto da bandeira verde (cerca de R$ 5,0 bilhões). Esse montante será retirado dos custos cobertos por bandeiras e equilibrará o sistema de bandeiras tarifárias nos períodos de bandeira verde. 32. A cobertura do GSF em 50% do montante previsto para a bandeira verde é motivada pela composição dos custos das bandeiras, pois, apesar do custo de GSF, no cenário de bandeira verde as distribuidoras dispõem de coberturas excedentes para os CCEAR-Ds e para o Encargo de Energia de Reserva (EER), de modo que esses excedentes suprem grande parte do GSF não coberto, assim a cobertura parcial do risco hidrológico é suficiente para assegurar o equilíbrio do sistema de bandeiras em cenários de bandeira verde.

33. O gráfico abaixo mostra o comportamento dos demais componentes de custos para PLDs inferiores a R$ 211,28, observa-se que em todos os cenários a soma dos custos é negativa, caracterizando uma receita para as distribuidoras. Portanto, esse resultado favorável mitiga a parcela do GSF sem cobertura tarifária.



Gráfico 5 – Demais componentes bandeiras tarifárias

34. Conjugando o resultado positivo dos demais componentes com o GSF coberto em 50% da bandeira verde, observamos que para períodos de bandeira verde as distribuidoras apresentam excedentes em todos os cenários para PLD inferior a R$ 211,28.

Gráfico 6 – Comportamento bandeiras tarifárias em regime

35. Contudo, considerando que atualmente as distribuidoras não possuem cobertura para o risco hidrológico e que os processos tarifários são escalonados ao longo do ano, para o sistema de bandeiras a cobertura média percebida será em torno de R$ 150,00, eventuais déficits serão equacionados nos respectivos processos tarifários através da CVA, por eventual receita de bandeiras proveniente do acionamento das bandeiras amarela ou vermelha ou em função do excedente de cobertura para outros itens nos meses em que o PLD médio se situar abaixo dos R$ 150,00 / MWh, em, conforme já citado anteriormente.



Gráfico 7 – Comportamento bandeiras tarifárias em 2017

36. O gráfico abaixo sumariza os custos sem cobertura GSF, custos com cobertura GSF em 2017 e os custos com cobertura GSF em regime.

Gráfico 8 – Resumo comportamento de custos

37. O tratamento da cobertura tarifária nos processos tarifários das distribuidoras será discutido em Audiência Pública específica, assim a presente seção se limita a explanar o tratamento na definição dos adicionais. 38. Portanto, para a definição dos adicionais de bandeiras tarifárias para 2017, a SGT recomenda que do cálculo dos custos associados ao risco hidrológico, definidos nos termos do submódulo 6.8 do PRORET, seja descontada a previsão de risco hidrológico a ser considerada nos processos tarifários, conforme equação abaixo:

𝐶𝑜𝑏𝐺𝑆𝐹 = (𝑅𝐻𝐶𝐶𝐺𝐹,𝑡𝑒𝑡𝑜𝑣𝑒𝑟𝑑𝑒+ 𝑅𝐻𝐼𝑇𝐴𝐼𝑃𝑈,𝑡𝑒𝑡𝑜𝑣𝑒𝑟𝑑𝑒

+ 𝑅𝐻𝐶𝐶𝐸𝐴𝑅,𝑡𝑒𝑡𝑜𝑣𝑒𝑟𝑑𝑒) 𝑋 0,5 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟𝑡𝑒𝑡𝑜_𝑣𝑒𝑟𝑑𝑒

III.D – Definição das faixas de acionamento e dos patamares para 2017



39. Conforme Submódulo 6.8 do PRORET, as previsões dos custos das distribuidoras relativas à geração de energia contratada na modalidade disponibilidade e a exposições ao mercado de curto prazo na definição dos valores das Bandeiras Tarifárias abrangem os seguintes itens:

a) Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente de Contratação Regulada na Modalidade por Disponibilidade – CCEAR-D;

b) Exposição Involuntária ao mercado de curto prazo por insuficiência de lastro contratual em relação à carga realizada;

c) Encargo de Serviços do Sistema – ESS decorrentes das usinas despachadas fora da ordem de mérito e por ordem de mérito com Custo Variável Unitário – CVU acima do Preço de Liquidação de Diferenças - PLD máximo;

d) Exposição ao mercado de curto prazo decorrente de insuficiência de geração alocada no âmbito do Mecanismo de Relocação de Energia – MRE – das usinas hidrelétricas contratadas em regime de cotas, de que trata o art. 1º da Lei nº 12.783, de 2013 (Risco Hidrológico das Cotas);

e) Exposição ao mercado de curto prazo decorrente de insuficiência de geração alocada no âmbito do MRE das usinas hidrelétricas, cuja energia foi contratada no Ambiente de Contratação Regulada – ACR, e que firmaram Termo de Repactuação de Risco em conformidade com a Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015 (Risco Hidrológico dos CCEARs); e

f) Exposição ao mercado de curto prazo decorrente de insuficiência de geração alocada no âmbito do MRE de Itaipu Binacional (Risco Hidrológico de Itaipu), bem como o correspondente alívio de exposições à diferença de preços entre submercados.

40. Além dos custos estimados, deverão ser consideradas como receitas aquelas decorrentes do pagamento de prêmio de risco a serem aportadas pelos geradores na Conta Bandeiras em virtude de repactuação de que trata a Lei nº 13.203/2015, a estimativa de Ressarcimento da Conta de Energia de Reserva – CONER e o saldo remanescente na Conta Bandeiras relativo ao ano anterior. Já na estimativa de receita decorrente do Ressarcimento da CONER, deverá ser considerada a parcela do risco hidrológico vinculada à energia não contratada no Ambiente de Contratação Regulada, repactuada nos termos da Lei nº 13.203/2015. 41. Com base nas contribuições recebidas e nas informações prestadas pela CCEE, referente aos montantes de garantia física flat e sazonalizada, crescimento de mercado, previsão de GSF e cobertura tarifária dos CCEAR-Ds e na argumentação da seção anterior, a SGT procedeu à atualização das premissas e dos dados para definição das faixas de acionamento e dos patamares para 2017.

42. Dessa forma, após a atualização dos dados e a distribuição dos custos entre os patamares, a SGT chegou às seguintes faixas de acionamento e patamares para 2017:

Tabela 1 – Faixas de acionamentos e adicionais para 2017

Adicionais bandeiras tarifárias 2017

Verde Amarela Vermelha 1 Vermelha 2

Faixa de acionamento (CVU R$/MWh) 0,00 a 211,28 211,28 a 422,56 422,56 a 610 >610

Adicionais bandeiras 2017 (R$/MWh) 0 20 30 35



43. Depois de atualizada as premissas e abatida a previsão de GSF a ser considerada nos processos tarifários, os valores das faixas de acionamento e adicionais não sofreram alterações em relação aos encaminhados na abertura da AP nº 91/2016.

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 44. A presente Nota Técnica está fundamentada nos seguintes dispositivos legais: art. 3º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; inciso X do art. 4º do Anexo I do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997; Decreto nº 8401, de 4 de fevereiro de 2015; e Lei nº 13.203/2015, de 08 de dezembro de 2015.

V. DA CONCLUSÃO 45. Conclui-se pela homologação da versão 1.4 do Submódulo 6.8 do PRORET, conforme minuta em anexo a esta Nota Técnica, e pelos valores das faixas de acionamento e adicionais de bandeiras tarifárias com vigência a partir fevereiro de 2017. 46. Também se conclui pela necessidade de abertura de Audiência Pública para atualização dos submódulo 4.4 do PRORET e discussão do tratamento tarifário da previsão do risco hidrológico. VI. DA RECOMENDAÇÃO 47. Em face do exposto, recomenda-se:

a) Homologação da versão 1.4 do Submódulo 6.8 do PRORET.

b) Publicação de Resolução Homologatória definindo:

i. Patamares de acionamento das Bandeiras Tarifárias com vigência a partir de fevereiro de 2017:

Bandeira Tarifária Verde: será acionada nos meses em que o valor do CVU da última usina a ser despachada for inferior a R$ 211,28/MWh;

Bandeira Tarifária Amarela: será acionada nos meses em que o valor do CVU da última usina a ser despachada for igual ou superior a R$ 21,28/MWh e inferior a R$ 422,56/MWh; e

Bandeira Tarifária Vermelha: será acionada nos meses em que o valor do CVU da última usina a ser despachada for igual ou superior a R$ 422,56/MWh, conforme os seguintes patamares de aplicação:

Patamar 1: será acionada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário – CVU da última usina a ser despachada for igual ou superior a R$ 422,56/MWh e inferior a R$ 610/MWh; e

Patamar 2: será acionada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário – CVU da última usina a ser despachada for igual ou superior ao limite a R$ 610/MWh.

ii. Adicionais de bandeira tarifária com vigência a partir de 1º de fevereiro de 2016:

Bandeira amarela: R$ 20/MWh,

Bandeira vermelha: Patamar 1: R$ 30/MWh



Patamar 2: R$ 35/MWh.

c) Abertura de Audiência Pública para atualização do Submódulo 4.4 do PRORET (Demais componentes financeiros) e discussão do tratamento tarifário da previsão do risco hidrológico, conforme minuta anexa.

CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES Especialista em Regulação

CRISTINA SCHIAVI NODA Especialista em Regulação

FELIPE AUGUSTO CARDOSO MORAES Especialista em Regulação

OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO Especialista em Regulação

De acordo:

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Gestão Tarifária

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