Nota Técnica Principal - aneel.gov.br · 24. Após o processo tarifário DR1 o procedimento será diferente, pois não haverá mais a necessidade de se subtrair a RI ou somar o custo

48581.002634/2016-00

Nota Técnica no 294/2016–SGT/SRM/ANEEL

Em 02 de setembro de 2016.

Processo nº 48500.003771/2016-10 Assunto: Estabelecer os procedimentos e critérios a serem utilizados no Reajuste Tarifário Anual ou na Revisão Tarifária Ordinária das concessionárias de distribuição de energia elétrica que tiveram suas concessões prorrogadas nos termos do Decreto nº 8.461/15, ou que assinarem o termo aditivo ao contrato de concessão, nos termos do Despacho nº 2.194/2016.

I. OBJETIVO

1. O objetivo desta Nota Técnica é apresentar os procedimentos gerais, bem como os critérios a serem utilizados no cálculo do Reajuste Tarifário Anual ou da Revisão Tarifária Ordinária das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica que tiveram suas concessões prorrogadas nos termos do Decreto nº 8.461/15, ou que assinarem o termo aditivo ao contrato de concessão, conforme proposta aprovada na Audiência Pública nº 29/2016 pelo Despacho nº 2.194/2016. II. DOS FATOS 2. A Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, em seu art. 7º, autorizou a prorrogação, por parte do Poder Concedente, dos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica alcançadas pelo art. 22 da Lei nº 9.074, de 1995. 3. O Decreto nº 8.461, de 2 de junho de 2015, regulamentou a prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica de que trata o artigo supracitado. O §1º desse Decreto estabeleceu que a prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica dependeria da aceitação expressa pela concessionária das condições estabelecidas no contrato de concessão ou no termo aditivo ao contrato de concessão. 4. Na 20ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 9 de junho de 2015, a Diretoria da ANEEL instaurou a Audiência Pública nº 38/2015, para obter subsídios e informações adicionais a fim de propor a minuta de termo aditivo ao contrato de concessão de distribuição de energia elétrica, visando prorrogar as concessões nos termos do Decreto nº 8.461, de 2 de junho de 2015.

(Fls. 2 da Nota Técnica no 294/2016-SGT/SRM/ANEEL, de 02/09/2016).

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

5. Como resultado da Audiência Pública nº 38/2015 foi consolidada a proposta final de termo aditivo ao contrato de concessão, aprovada pelo Despacho nº 3.540/2016, que foi assinado pelas concessionárias prorrogadas nos termos do Decreto nº 8.461/15. 6. Na 30ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 16 de agosto de 2016, a Diretoria da ANEEL aprovou o resultado da Audiência Pública nº 029/2016, pelo Despacho nº 2.194/2016, que permite a extensão do mesmo termo aditivo ao contrato de concessão de distribuição de energia elétrica, em caráter opcional, para as concessionárias que não tiveram os contratos prorrogados nos termos da Lei nº 12.783/2013

7. Pela decisão da Diretoria da ANEEL as concessionárias que não passaram pelo processo de renovação dos contratos podem aderir ao novo modelo de cláusula econômica e também aderir a todos os itens do contrato de concessão resultante da Audiência Pública nº 38/2015. III. DA ANÁLISE 8. As concessionárias de distribuição que não passaram por renovação podem aderir à nova cláusula econômica do novo modelo de contrato de concessão. Esta Agência entende que tal cláusula promove aperfeiçoamentos no cálculo tarifário das distribuidoras que não precisam se restringir unicamente ao universo de empresas que passaram por renovação.

9. A cláusula econômica do termo aditivo é exatamente a mesma dos novos contratos assinados pelas empresas que tiveram a concessão prorrogada em 2015, de modo que as regras aqui propostas serão aplicáveis a ambos os casos. 10. O novo termo aditivo aos contratos de concessão impõe algumas adequações nas regras tarifárias adotadas atualmente no cálculo do reajuste tarifário anual e da revisão tarifária periódica. Dessa forma, torna-se imperativo que os regulamentos sejam atualizados de forma a refletirem adequadamente as diretrizes do termo aditivo do contrato.

11. Em relação a nova estrutura do PRORET, serão criados novos submódulos ou novas versões nos módulos 2, 3, 4 e 7 para disciplinar os processos tarifários que seguirem as regras do novo termo aditivo.

12. Os itens a seguir apresentam o entendimento das áreas técnicas acerca do tratamento tarifário dos pontos que foram aprimorados pelo termo aditivo ao contrato de concessão de distribuição de energia elétrica. 13. A menos que explicitamente ressaltado, quando as equações indicarem aplicação de uma tarifa a um mercado, isso será equivalente ao somatório do produto dos mercados individuais de cada consumidor e as respectivas tarifas, considerando modalidade, classe, subclasse, subgrupo, posto tarifário, variável de arrecadação ou quaisquer outros fatores que façam um dado consumidor ter uma tarifa diferenciada. Além disso, as tarifas consideradas não contemplam a aplicação de descontos.



III.1. DATAS CONTRATUAIS

14. As regras passarão a vigorar para o primeiro processo tarifário subsequente à assinatura do contrato, excluindo-se apenas o ano de 2016, conforme determina a Subcláusula Quinta:

“Subcláusula Quinta – No reposicionamento tarifário do ano de 2016 serão aplicadas as regras de reajuste tarifário e revisão tarifária previstas no Contrato de Concessão anterior da CONCESSIONÁRIA.”

15. Nos casos de empresas que assinarem o termo aditivo a partir de 2017, a nova sistemática de cálculo será aplicada no processo tarifário do mesmo ano, sendo necessário, no entanto, que a assinatura ocorra com uma antecedência mínima 2 (dois) meses em relação ao processo tarifário, nos casos de adesão voluntária. Desse modo, a vedação é completa apenas para o ano de 2016 por não haver ainda o regulamento objeto desta Nota Técnica.

16. Para as empresas que assinarem o termo aditivo, a próxima revisão tarifária permanece na mesma data prevista no contrato anterior. Exceção feita àquelas concessionárias que, nos termos do Voto do Relator proferido na 30ª Reunião Pública Ordinária de 2016, optarem por aderir a todos os itens do contrato de concessão resultante da Audiência Pública nº 38/2015

17. A partir da primeira revisão tarifária pós assinatura do termo aditivo, o ciclo tarifário altera-se para 5 anos, conforme prevê a Subcláusula Décima Terceira:

“Subcláusula Décima Terceira – As revisões tarifárias ordinárias obedecerão ao seguinte cronograma: a primeira revisão será procedida em XX/XX/20XX e as subsequentes serão realizadas a cada 5 (cinco) anos a partir desta data.”

III.2. PROCEDIMENTO DE CÁLCULO DA PARCELA B NOS REAJUSTES TARIFÁRIOS

18. A nova cláusula econômica estabelece na Subcláusula Sexta que o Valor de Parcela B (VPB) dos reajustes tarifários será obtido aplicando a tarifa vigente de Parcela B ao Mercado de Referência, devendo ainda ser atualizada pela diferença entre o Índice de Variação da Inflação (IVI) e o Fator X:

“Subcláusula Sexta – Nos reajustes tarifários anuais a Receita Requerida será calculada pela seguinte equação: RR = VPA + VPB Onde: RR: Receita Requerida; VPA: Valor da Parcela A considerando as condições vigentes na data do reajuste em processamento e o Mercado de Referência, podendo contemplar ajustes e previsões, conforme regulação da ANEEL e legislação setorial; VPB: Valor resultante da aplicação da tarifa correspondente aos itens que compõem a Parcela B, vigente na Data de Referência Anterior, ao Mercado de Referência, atualizado pela diferença entre o Índice de Variação da Inflação (IVI) e o Fator X;”

19. O Índice de Variação da Inflação (IVI) a ser utilizado, desde o primeiro reajuste, será o IPCA.



20. Se o primeiro processo tarifário após a assinatura do termo aditivo for um processo de Revisão, as metodologias descritas nesta seção não serão aplicáveis, já que a parcela B será reavaliada na sua totalidade. III.2.1 – Primeiro Processo Tarifário Após Assinatura do Aditivo Contratual (DR1) 21. Caso o primeiro processo tarifário após a assinatura do termo aditivo seja um processo de reajuste, denominado didaticamente de DR1, haverá a necessidade de retirar da Parcela B a componente de Receitas Irrecuperáveis (RI) e transferi-la para a Parcela A, além de isolar os efeitos das parcelas correspondentes a Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER), que passarão a ser apuradas considerando o que for efetivamente realizado. Também deverá ser transferido da Parcela A para a Parcela B o valor correspondente ao encargo do ONS.

𝑉𝑃𝐵0𝐷𝑅1 = (𝑇𝑈𝑆𝐷𝑓𝑖𝑜 𝐵 𝑣𝑖𝑔𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑥 𝑀𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜 𝑅𝑒𝑓) (1)

𝑉𝑃𝐵1𝐷𝑅1 = 𝑉𝑃𝐵0𝐷𝑅1 𝑥 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝐷𝑅1 𝑥 (𝐼𝑃𝐶𝐴 − 𝑋) − 𝑂𝑅𝐷𝑅1 − 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝐷𝑅1 + 𝑂𝑁𝑆 (2)

Onde: VPB0DR1: Valor da Parcela B, considerando as tarifas de aplicação vigentes e o mercado de referência; TUSD fio B Vigente: Valor vigente econômico correspondente à componente tarifária do Fio B; Mercado Ref: Mercado de referência composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de potência faturados no Período de Referência; Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária periódica em processamento, quando for o caso; VPB1DR1: Valor da Parcela B econômico na data do reajuste em processamento; Fator DR1 :Fator que ajusta a Receita de Parcela B vigente, retirando os valores de Receita Irrecuperável e incluindo os valores de OR (como proporção dos valores considerados na última revisão tarifária); ORDR1: Valores de Outras Receitas apurados no período de referência; UD, ERDR1: Valores de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados entre a data de assinatura do contrato e DR1; e ONS: Encargo de ONS vigente em DR1.

22. Para fazer os ajustes relacionados acima na Receita Fio B (VPB0), será observada a participação de RI e OR na receita da última revisão tarifária, observando, porém, a aplicação do componente de trajetória T do Fator X, que altera a proporção dos itens de parcela B definida no momento da revisão. Assim, o Fator DR1 é definido como:

𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝐷𝑅1 = 𝑉𝑃𝐵0𝐷𝑅1 + 𝑂𝑅𝑅𝑒𝑣− 𝑅𝐼𝑅𝑒𝑣

𝑉𝑃𝐵0𝐷𝑅1 (3)

Onde, VPB0DR1: Valor da Parcela B, considerando as tarifas de aplicação vigentes e o mercado de referência; ORRev e RIRev: Valores de OR e RI, observando a participação considerada na última Revisão Tarifária, após ajustes do componente T do Fator X.

23. De forma a facilitar a análise, será disponibilizada, como anexo, uma planilha com os ajustes referidos acima e o Fator DR1 resultante de todas as empresas, considerando que DR1 ocorrerá em 2017.



III.2.2 – Processos Tarifários Subsequentes

24. Após o processo tarifário DR1 o procedimento será diferente, pois não haverá mais a necessidade de se subtrair a RI ou somar o custo do ONS à Parcela B.

25. Assim, deverá ser obtido o valor da Receita de Parcela B, considerando-se a tarifa vigente e o mercado de referência, denominada de VPB0. Como será revertido o valor considerado de OR, UD e ER no último processo tarifário, deve-se aplicar o fator de ajuste que recompõe o valor integral da Parcela B. Por fim, para obter o valor final de aplicação da Parcela B, denominada de VPB1, deve-se atualizar o valor obtido anteriormente pelo IPCA-X, deduzindo-se os novos valores apurados de OR, UD e ER no período de referência, conforme a formulação a seguir:

𝑉𝑃𝐵0𝑖 = 𝑇𝑈𝑆𝐷𝑓𝑖𝑜 𝐵 𝑣𝑖𝑔 𝑥 𝑀𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜 𝑅𝑒𝑓 (4)

𝑉𝑃𝐵1𝑖 = 𝑉𝑃𝐵0𝑖 𝑥 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏𝑖−1 𝑥 (𝐼𝑃𝐶𝐴 − 𝑋) − 𝑂𝑅, 𝑈𝐷, 𝐸𝑅𝑖 (5)

Onde, VPB0i: Valor da Parcela B, considerando as tarifas de aplicação vigentes e o mercado de referência; TUSD fio B Vigente: Valor vigente econômico correspondente à componente tarifária do Fio B; Mercado Ref: Mercado de referência composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de potência faturados no Período de Referência; VPB1i: Valor da Parcela B de aplicação na data do reajuste em processamento; Fator Pbi-1: Fator de recomposição da Parcela B integral, que retira os valores de OR, UD e ER da Receita Fio B que foram contemplados no processo tarifário anterior; e OR, UD, ER: Valores de Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados no período de referência.

26. O Fator Pbi-1 é definido como a razão entre a Parcela B antes dos descontos de OR, UD e ER sobre o valor de Parcela B Final, calculados no processo tarifário anterior. Como o OR, UD e ER são deduzidos da Parcela B, esse fator sempre terá valor maior do que um.

𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑏𝑖−1 = 𝑉𝑃𝐵1𝑖−1+ 𝑂𝑅,𝑈𝐷,𝐸𝑅𝑖−1

𝑉𝑃𝐵1𝑖−1 (6)

Onde, VPB1i-1: Valor da Parcela B de aplicação, calculada no último processo tarifário; e OR, UD, ERi-1: Valores de Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados no último processo tarifário.

III.3. RECEITAS IRRECUPERÁVEIS

27. No novo contrato/termo aditivo, as Receitas Irrecuperáveis (RI) foram alocadas na Parcela A, variando de acordo com a dinâmica da base de cálculo, sendo definida na Subcláusula Terceira:

Subcláusula Terceira

...



Parcela A – Receitas Irrecuperáveis: parcela da receita da CONCESSIONÁRIA associada à parte residual, de improvável recuperação, da inadimplência dos usuários de sua rede, calculada pelo produto entre a receita bruta e os percentuais regulatórios de receitas irrecuperáveis, observado o disposto na Subcláusula Oitava desta Cláusula.

28. A Subcláusula Oitava estabelece que os níveis regulatórios de RI serão definidos no momento da revisão tarifária ordinária.

Subcláusula Oitava – Os níveis regulatórios de receitas irrecuperáveis serão definidos nas revisões tarifárias ordinárias a partir de análise de eficiência, que levará em consideração o desempenho das concessionárias de distribuição de energia elétrica comparáveis e as características da área de concessão da CONCESSIONÁRIA.

29. A metodologia de definição dos percentuais regulatórios de Receitas Irrecuperáveis está diretamente relacionada ao conceito de neutralidade. Uma parcela da receita, referente aos encargos setoriais, recebe um tratamento diferenciado tendo como base o desempenho real das empresas. Contudo, entendemos que a adequação imposta pelo contrato suscita aprimoramentos metodológicos com relação a esse ponto. A seção III.4 faz uma discussão mais aprofundada sobre o conceito de neutralidade e a sua representação no cálculo tarifário, em especial o tema das Receitas Irrecuperáveis. Propõe-se que seja eliminado o tratamento em separado para determinados itens da receita.

30. As adequações propostas no PRORET neste momento não alteram os demais patamares regulatórios, que serão revisados conforme cronograma já estabelecido. A mudança refere-se apenas a forma de aplicação. O percentual regulatório incidirá sobre a totalidade da receita requerida adicionada dos componentes financeiros e receita de bandeiras e será redefinida a cada processo tarifário. 31. Assim, será observada a aplicação dos percentuais regulatórios sobre uma única parcela referente a toda receita requerida da concessionária, incluindo componentes financeiros, conforme equação abaixo:

𝑉RI =𝑅𝑅+𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠 + 𝑅𝑒𝑐. 𝑑𝑒 𝐵𝑎𝑛𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠

(1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)× {∑ (𝜌𝑐 × 𝑅𝐼𝑐)𝐶 } (7)

Onde,

𝑽𝑹𝑰: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis; RR: Receita Requerida (Parcela A + Parcela B) do processo tarifário corrente, sem incluir os valores correspondentes à RI; Financeiros: componentes financeiros considerados no processo tarifário corrente; Rec. de Bandeiras: receita realizada de bandeira tarifária nos últimos 12 meses; 𝝆𝒄: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; e

𝑹𝑰𝒄: percentual de receitas irrecuperáveis regulatória, relativa à classe C, do grupo ao qual pertence à empresa.

32. Observa-se que a equação retira o valor de RI da parte direita da equação para evitar o cálculo recursivo, o que evita possíveis erros.

33. A inclusão dos componentes financeiros está alinhada ao conceito de neutralidade que o novo contrato confere às receitas irrecuperáveis. Mantém-se o percentual regulatório fixo que deve incidir sobre toda a receita da concessionária, incluídos os componentes financeiros.



34. A receita de bandeiras, no cálculo do econômico, será considerada apenas para as empresas que tiveram sua última revisão calculada após o terceiro ciclo, uma vez que a metodologia anterior não previa a consideração dessa receita. No entanto, todas as empesas terão a consideração das receitas de bandeiras para fins de neutralidade das receitas irrecuperáveis. 35. Os percentuais de receitas irrecuperáveis para cada classe de consumo corresponderão aos fixados na última revisão da concessionária (versão 2 do Submódulo 2.2 para as empresas que já passaram por revisão após o terceiro e versão 1.1 do Submódulo 2.2 para as demais).

III.4. NEUTRALIDADE

36. Outra alteração significativa no novo contrato foi a extensão do cálculo da neutralidade para a totalidade de itens da Parcela A, uma vez que no contrato anterior esse instituto se restringia aos encargos setoriais. De acordo com o novo contrato, a Subcláusula Décima Nona estabelece:

“Subcláusula Décima Nona – Nos reajustes tarifários e revisões tarifárias ordinárias a ANEEL garantirá a neutralidade aos itens da Parcela A, a ser considerada nos ajustes da receita da CONCESSIONÁRIA referidos na Subcláusula Sexta desta Cláusula, consideradas as diferenças mensais apuradas entre os valores faturados de cada item no Período de Referência e os respectivos valores contemplados no reposicionamento tarifário anterior, devidamente remuneradas com base no mesmo índice utilizado na apuração do saldo da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA, observando:” (grifos nossos)

37. Apesar do aumento do alcance da neutralidade, que passará a englobar todos os itens da Parcela A, seu conceito básico permanece definido como a diferença entre os valores faturados e aqueles contemplados nos processos tarifários. Dois pontos particulares são relevantes nesse conceito: (i) o cálculo da diferença visa neutralizar variações de mercado entre dois períodos, pois os valores faturados são obtidos pelo produto entre a tarifa publicada nas resoluções de aprovação dos processos tarifários e o respectivo mercado faturado no período de referência, enquanto os valores contemplados estão no período de referência n-1; e (ii) o procedimento de cálculo se restringe a uma única apuração. Em termos processuais o valor apurado em decorrência das diferenças é transformado em um componente tarifário que por sua vez está sujeito às variações de mercado no período seguinte. No entanto, o procedimento descrito no contrato de concessão não prevê sucessivas iterações de cálculo ano após ano. 38. Existem alguns custos que, embora pertençam à parcela A, possuem aspectos gerenciáveis em sua concepção como, por exemplo, perdas e receitas irrecuperáveis. Para esses itens existem dois riscos distintos: i) o risco associado ao desempenho operacional da distribuidora, representado pelos índices de perdas e inadimplência e ii) o risco associado à base de cálculo, representado pelos montantes de custo com compra de energia comprada e o montante de receita faturada.

39. No caso particular das receitas irrecuperáveis, a metodologia atual de cálculo da neutralidade dispensa tratamento distinto para a receita oriunda de encargos setoriais. O novo contrato deixa claro que não há a intenção de neutralizar a parcela gerenciável da inadimplência, caso contrário a apuração consideraria os valores arrecadados e não faturados. Com relação à base de cálculo (montantes de despesa e custo), vale a



pena resgatar o que foi discutido no âmbito da Audiência Pública nº 043/2009, que tratou do aditivo contratual da neutralidade dos encargos setoriais. O Voto do Diretor-Relator esclarece que:

“(ii) os cálculos deverão levar em consideração a variação de mercado, comparando os respectivos valores faturados de cada item no período de referência com os correspondentes valores contemplados no reajuste ou revisão tarifária anterior, ou seja, o tratamento tarifário referente às perdas irrecuperáveis (inadimplência) poderá ser discutido e considerado no âmbito da regulamentação e realização das revisões periódicas. (grifos nossos)

40. Nesse sentido, o contrato permitiu que a ANEEL tivesse a liberdade de regulamentar a forma de tratamento das receitas irrecuperáveis (inadimplência) no contexto da neutralidade dos encargos setoriais. A regulamentação vigente permite que haja uma diferenciação dos percentuais de inadimplência repassados à tarifa: sobre os encargos setoriais, incidem o percentuais reais ou praticados pela concessionária, e sobre os demais itens de receita, incidem os percentuais regulatórios. A área técnica entende que tal abordagem não está adequada aos princípios de regulação por incentivos, conforme expresso em posicionamento anteriores1. 41. A regra atual não só atenua a regulação por incentivos como também está incompatível com o conceito de neutralidade. Por neutralidade entende-se que a distribuidora deve estar imune a variações de custos de natureza não gerenciáveis, mas deve sujeitar-se aos riscos inerentes à sua atividade. Assim, o aditivo busca mitigar riscos de variações de custos da Parcela A que afetem a Parcela B da concessionária. 42. No entanto, existem itens da Parcela A sobre os quais a concessionária possui forte gestão. Um exemplo são as perdas na distribuição. Embora a concessionária possua limitada influência sobre o preço médio de compra de energia, ela pode controlar o volume necessário para atendimento do seu mercado regular por meio da gestão da suas perdas. Tal efeito pode ser observado pelo desempenho de várias concessionárias ao longo dos ciclos de revisão tarifária. Nesse contexto, o novo contrato de concessão não tem a pretensão de neutralizar os custos com compra de energia de forma absoluta, caso contrário deveriam ser repassadas as perdas reais para a tarifa. Diferentemente, para a parcela gerenciável dessa despesas é dispensado um tratamento pautado em incentivos pela definição de patamares regulatórios dissociados daqueles praticados pela empresa. Já para a parcela não gerenciável busca-se compensação dos efeitos não previstos como a variação da receita faturada em comparação com a cobertura tarifária.

43. O mesmo raciocínio é válido para o caso das receitas irrecuperáveis. A concessionária não tem gerência sobre os itens de receita sob o qual incide o percentual de receitas irrecuperáveis, porque tal receita é sujeita a variações de preço (a variação da composição dos componentes ou do custo unitário de cada um deles) como de volume decorrente do crescimento do mercado. No entanto, o nível de inadimplência da distribuidora é algo eminentemente gerenciável. A gestão das contas a receber faz parte das atividades típicas de uma distribuidora. Logo, o volume de receita irrecuperável ou, mais especificamente, o índice de receitas irrecuperáveis de cada empresa deve ser definido com base em regulação por incentivos.

44. Nesse sentido, a atividade de recuperação de faturas em atraso, cujo sucesso depende do nível de esforço da concessionária, não deve ser objeto de neutralidade ou procedimento de cálculo que capture e repasse à tarifa exatamente o nível de esforço da empresa. Caso essa prática seja estendida para toda Parcela A, a concessionária terá reconhecimento tarifário de praticamente toda sua inadimplência real,

1 Notas Técnicas nº 270/2010-SRE/ANEEL, de 25/08/2010, nº 405/2014-SRE/ANEEL, de 03/12/2014 e nº 107/2015-SGT/SRM/ANEEL, de 22/04/2015.



independentemente do seu esforço e comprometimento em reduzi-la. Claramente, tal proposta elimina o incentivo a gestão da inadimplência e estimula a ineficiência no setor.

45. Assim, o conceito de neutralidade condizente com a característica gerencial das receitas irrecuperáveis deve adotar o percentual regulatório para toda a receita independentemente da sua composição.

III.4.1. Valores faturados, contemplados e de aplicação

46. Conforme dispõe o aditivo contratual, o cálculo da neutralidade representa a diferença entre os valores faturados e aqueles contemplados nos processos tarifários, após ajustes para o mercado que efetivamente realizou. O faturamento, no caso, é calculado considerando a tarifa publicada na resolução homologatória do Reajuste ou Revisão Tarifária, multiplicada pelo respectivo mercado faturado, que será o mercado de referência. 47. Quanto aos “valores faturados”, cabe ressaltar que cada tarifa publicada, denominada tarifa de aplicação é formada pelo somatório dos diversos componentes tarifários2. Ainda, para cada componente tarifário tem-se as tarifas Base Econômica, Base Financeira e Base –CVA, quando couber, nos termos do Submódulo 7.1 do PRORET. Esses itens tarifários representam os componentes de encargo, energia, transporte, como por exemplo CDE, PROINFA, Rede Básica, Parcela B, etc. Assim, os valores faturados de cada item, e considerando cada receita financeira ou econômica, corresponde a correspondente tarifa do componente tarifário multiplicada pelo seu respectivo mercado. Esse mesmo procedimento é aplicado no cálculo dos itens faturados de Neutralidade dos Encargos e CVA saldo a compensar nos processos tarifários atuais.

48. Cabe ressaltar que a neutralidade aplica-se somente aos itens econômicos, não se estendendo aos itens financeiros. Além disso, questões que envolvem descontos (desconto ao consumidor rural, fonte incentivada, baixa renda, entre outros) deverão ser isoladas do cálculo de neutralidade, pois esses assuntos serão tratados no Ajuste de Subsídio, calculado no processo tarifário. Dessa maneira, os valores faturados para fins de cálculo da neutralidade terão como base as tarifas de Base Econômica, sem os descontos associados (tarifa “cheia”). 49. Por outro lado, os “valores contemplados” correspondem aos valores considerados na definição da receita requerida, denominado cobertura tarifária nos dispositivos de Regulação desta Agência. Esses itens são calculados de acordo com o que determinam os contratos de concessão ou nos termos da regulação correspondente, e não guardam necessária relação com a realidade de custos ou inadimplências associadas.

50. Assim, se em função de alterações de preços o valor contemplado no processo tarifário for diferente do que foi efetivamente cobrado, a situação não possui relação com a neutralidade, mas com a CVA. Da mesma forma, se na regulação de Receita Irrecuperável foi determinado que a inadimplência que está sujeita a repasse tarifário é de 2%, por exemplo, mas na realidade ocorreu uma inadimplência de 5%, essa diferença percentual não terá direito à neutralidade, sendo uma situação que deverá ser analisada e decidida na regulação específica desse item. O mesmo raciocínio se aplica para os limites de perdas elétricas na

2 Estes valores estão disponíveis na planilha disponibilizada em cada processo tarifário (Tarifas abertas – internet).



distribuição (perdas não técnica e técnica). Assim, entende-se que a neutralidade tem o objetivo apenas de neutralizar itens tarifários de variações do mercado, mas não o de neutralizar variações de custos.

51. Ainda sobre a Cobertura Tarifária, percebe-se que não é possível defini-la como um valor fixo, pois há itens tarifários cujos valores se alteram dependendo do nível de mercado, como é o caso da energia. Assim sendo, podemos considerar que a cobertura tarifária poderá ter natureza fixa ou variável. Um componente tarifário terá uma cobertura tarifária fixa se tal despesa não se alterar com a variação de mercado. Caso a variação de mercado possa alterar a despesa de um determinado item, essa será uma cobertura tarifária de natureza variável.

52. Aqui é necessário não confundir variação de quantidade com o aumento de valor de um item. Se por um lado é aceitável considerar no cálculo da neutralidade o aumento de montante físico de algum item (MWh de energia ou MW de demanda), pois este altera dependendo do mercado da empresa, continua não sendo possível contemplar alguma alteração de valor desses itens. Reiteramos que as variação de valores são tratadas no mecanismos da CVA.

53. Dessa maneira, Itens com Cobertura Tarifária de natureza fixa seriam:

i. Encargos: CDE, CDE Energia (Conta ACR - Art. 4º-C do Dec. 7.891/2013), CDE Energia (Art.

4º-A do Dec. 7.891/2013), ESS/EER, PROINFA, CFURH, TFSEE; e ii. Transporte: Encargos de Conexão, Encargo de Uso associado a TUSDg, MUST Itaipu,

Transporte de Itaipu. 54. Itens com Cobertura Tarifária de natureza variável seriam:

i. Energia: Todos; ii. Transporte: Encargos de Uso de Transmissão/Distribuição; e iii. Receitas Irrecuperáveis.

55. Os itens de cobertura tarifária de natureza variável, teoricamente, não resultarão num financeiro de valor expressivo. Isso porque para boa parte desses casos o faturamento tem correlação direta com a despesa da empresa, como na despesa com aquisição de energia, por exemplo. No entanto, ainda haverá alguma componente de neutralidade, pois a cobertura tarifária será calculada considerando uma determinada conformação de mercado (período anterior), ao passo que o faturamento se dará conforme se realiza a estrutura tarifária e o novo mercado, que não necessariamente variam da mesma maneira. Isso porque as sinalizações de preço que são dadas ao consumidor (expressas por modalidades e postos tarifários) não são exatamente as mesmas observadas nos custos das distribuidoras.

56. Alguns itens de natureza variável, como os de transporte, tem a característica de não acompanhar necessariamente a variação de mercado, já que a contratação de demanda, via de regra, se dá por bandas de uso (o aumento de algum percentual da demanda dos consumidores pode não justificar alteração na contratação). Nesses casos, o valor do financeiro de neutralidade deverá possuir um comportamento intermediário entre um item com natureza fixa e outra completamente variável. Tenderá a assumir um valor positivo em situações de queda de mercado, e negativa na situação oposta.

57. Com relação ao período de aplicação no primeiro reajuste (DR1), no caso das empresas que aderirem ao termo aditivo, o cálculo da neutralidade considerará apenas o período entre a assinatura do termo



e DR1. Ademais, a neutralidade do item RI só será apurada a partir do primeiro processo tarifário, quando passará a compor a Parcela A da receita da concessionária.

58. Com relação à atualização dos valores, a neutralidade seguirá o mesmo procedimento aplicado ao cálculo da Neutralidade para os encargos setoriais, atualmente descrito pelo Submódulo 4.4 do PRORET , item 6 dos Princípios Gerais.

III.4.2. Neutralidade dos Custos de Energia Elétrica Comprada

59. Em relação aos custos com energia elétrica comprada, o contrato estabelece que no cálculo da neutralidade deverão ser observados os níveis eficientes de perdas, conforme Subcláusula Décima Nona:

Subcláusula Décima Nona ... II – no cálculo da neutralidade dos custos de Energia Elétrica Comprada: os níveis eficientes de perdas, observado o disposto na Subcláusula Sétima desta Cláusula e na Subcláusula Vigésima desta Cláusula;

Para o cálculo da cobertura tarifária para compra de energia, valora-se a energia requerida, que é o mercado faturado acrescido das perdas regulatórias, pela tarifa média dos contratos de aquisição de energia. Esse custo de cobertura é aberto nas tarifas específicas de acordo com a estrutura tarifária da distribuidora. O custo que será de fato incorrido pela distribuidora depende de como se realizarão os contratos de compra de energia para atender a carga da distribuidora no período subsequente. Já a receita da distribuidora com a venda de energia corresponde à aplicação daquelas tarifas específicas ao mercado faturado no mesmo período subsequente. O cálculo da neutralidade, a ser feito no processo tarifário posterior, corresponde à diferença entre a receita obtida e a cobertura dada. Ressalta-se que tanto a cobertura quanto o faturamento desse item utilizam o mercado de referência do processo em curso. 60. Portanto, percebe-se que o valor da cobertura tarifária da compra de energia é de valor equivalente à tarifa média de compra de energia, conforme definido no PRORET, Submódulo 3.2, item 13 (TM_DRPn-1), e também conforme definido no Submódulo 4.2, item 87 do PRORET (TM_CT).

61. Do lado do faturamento, é importante notar que as componentes tarifárias que precisarão ser consideradas são, além do custo de aquisição de energia, os itens correspondentes às perdas regulatórias: Perda Técnica, Perda Não Técnica, Perda de RB sobre o mercado cativo, Perda de RB sobre as perdas de distribuição. Assim, nota-se que o mercado a ser considerado na compra de energia não se limita ao mercado cativo, já que os consumidores livres também arcam com parte do custo de perdas regulatórias. 62. A Neutralidade da compra de energia então seria definida da seguinte forma:

𝑁𝑒𝑢𝑡𝑟𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 = 𝐸𝑅𝐷𝑅𝐴𝑥 𝑇𝑀𝐷𝑅𝑃𝑛−1 − 𝐹𝐴𝑇𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 (8)

Onde: ER_DRA: Energia requerida considerando o mercado de fornecimento e suprimento do período de referência, porém aplicando os parâmetros de perda regulatória do processo anterior, calculado conforme PRORET, Submódulo 3.2, item 12; TM_DRPn-1: Tarifa média de repasse do processo anterior; e



FATenergia: Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao Custo de Aquisição de Energia, Perda Técnica, Perda não Técnica, Perda de RB sobre o mercado Cativo, Perda de RB sobre o Mercado de Referência.

63. Teoricamente, o cálculo da neutralidade da compra de energia, como apresentado, calcula a diferença de arrecadação decorrente da estrutura de mercado do período de referência em comparação com o que foi considerado no ano anterior. Assim, a menos que haja uma profunda diferença na estrutura de mercado de um ano para o outro (tal como uma alteração significativa de proporção de mercado livre e cativo ou um consumo concentrado no consumo ponta), não é esperado que esse cálculo alcance valores significativos.

III.4.3. Neutralidade das Receitas Irrecuperáveis

64. Em relação às receitas irrecuperáveis, o contrato estabelece que a neutralidade deverá considerar esse item, conforme Subcláusula Décima Nona:

“Subcláusula Décima Nona ... III – no cálculo da neutralidade das Receitas Irrecuperáveis: os percentuais regulatórios de receitas irrecuperáveis, conforme Subcláusula Oitava desta Cláusula.”

65. O cálculo do componente tarifário da Receita Irrecuperável, a ser integrada como item da Parcela A, seguirá o tratamento proposto na seção III.3 desta Nota Técnica. 66. Visto que até o primeiro reajuste as receitas irrecuperáveis ainda são parte da Parcela B, não haverá cálculo de neutralidade para este item em DR1. Contudo, em DR2 haverá o cálculo da neutralidade do período de referência entre DR1 e DR2, considerando a receita da empresa. 67. Conforme já exposto anteriormente, o procedimento de cálculo relacionado à neutralidade das Receitas Irrecuperáveis buscará compensar os efeitos não gerenciáveis vinculados a essa rubrica. Em termos práticos isso significa compensar variações referentes à base de cálculo (mercado) e não aos percentuais regulatórios.

68. Na medida em que a variação do mercado afeta o montante de inadimplência, pode-se dizer que a Receita Irrecuperável possui uma cobertura tarifária de natureza variável. Como a relação entre a cobertura tarifária e a receita requerida é primordialmente de um percentual em relação ao valor total em R$, a cobertura de Receita Irrecuperável será expressa em percentual (%) da receita requerida e será utilizada no próximo processo tarifário para o cálculo da cobertura da neutralidade.

69. Ocorre, contudo, que os percentuais regulatórios são diferentes de acordo com as classe de consumo. Assim, o índice de cobertura representa uma composição do índice referente a cada classe e sua proporção no mercado da distribuidora. Essa proporção varia ao longo do período tarifário ensejando o recálculo do índice de cobertura no período subsequente para fins de cômputo da neutralidade. 70. A Neutralidade de Receita Irrecuperável será calculada no período seguinte conforme a equação a seguir:

𝑁𝑒𝑢𝑡𝑟𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒𝑅𝐼 =𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝑅𝑒𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑎

(1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)× {∑ (𝜌𝑐 × 𝑅𝐼𝑐)𝐶 } − 𝐹𝑎𝑡𝑅𝐼 (9)



Onde: Receita Realizada: Receita auferida no período de referência, calculada aplicando a tarifa de aplicação (incluindo financeiros) ao mercado de referência e incluindo a receita proveniente das bandeiras tarifárias nos últimos 12 meses; FATRI: Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente à Receita Irrecuperável aplicado ao mercado de referência;

𝝆𝒄: participação da classe de consumo C na receita total verificada no período de referência; e 𝑹𝑰𝒄: percentual de receitas irrecuperáveis regulatória, relativa à classe C, do grupo ao qual pertence à empresa.

71. Observe que o cálculo do valor a ser considerado na Receita Requerida (equação 7) tem uma equação praticamente igual ao primeiro termo do cálculo da Neutralidade de RI. No entanto, os dois cálculos consideram mercados de períodos diferentes e consequentemente a participação de cada classe de consumo também será. Os únicos valores que são iguais é o RIc. É possível fazer uma analogia que o RI calculado na Receita Requerida se trata de uma previsão desse valor, enquanto que a Neutralidade avalia se o percentual regulatório de RI (RIc) foi arrecadado conforme a realização do mercado e correspondente estrutura.

III.4.4. Neutralidade de Conexão às Instalações e Uso dos Sistemas de Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica

72. O aditivo ao contrato de concessão estabelece que no cálculo da neutralidade deverá ser observada a contratação eficiente dos Montantes de Uso dos Sistemas de Transmissão (MUST) e de distribuição (MUSD), conforme Subcláusula Décima Nona:

Subcláusula Décima Nona ... I – no cálculo da neutralidade dos Custos de Conexão e de Uso das Instalações de Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica: as contratações eficientes de montantes de uso dos sistemas de transmissão e de distribuição e de pontos de conexão ou contratações de terceiros cuja responsabilidade pelo pagamento seja da CONCESSIONÁRIA;

73. Com relação ao MUST, será considerada a variação ao longo do ano do valor faturado contra a distribuidora, observando-se os limites da banda em relação ao contratado, conforme definido na Resolução Normativa nº 666/2015:

Art. 19. As distribuidoras terão a eficiência da contratação de uso do sistema de transmissão apurada pelo ONS por horário de contratação e ponto de conexão, da seguinte forma: I – mensalmente, quando houver ultrapassagem de demanda, caracterizada pela medição de demanda máxima em valor superior a 110% (cento e dez por cento) do MUST contratado em caráter permanente adicionado ao MUST contratado em caráter flexível; e II – anualmente, quando houver sobrecontratação de demanda, caracterizada pela medição de demanda máxima anual em valor inferior a 90% (noventa por cento) do maior MUST contratado em caráter permanente no ano civil



74. Com relação ao Uso do Sistema de Distribuição, a Resolução Normativa nº 506/2012 prevê os limites de ultrapassagem em que ocorre a cobrança adicional:

“Art. 37. A título de cobrança por ultrapassagem, deve ser aplicado à parcela do MUSD medido superior ao MUSD contratado um valor de referência equivalente a duas vezes as parcelas de potência da TUSD aplicável ao acessante, sem a incidência de eventuais descontos, nos casos em que: (...) II – o valor de MUSD medido for superior a cento e dez por cento do MUSD contratado, quando o acessante for distribuidora; e (...)”

75. Entende-se que a banda de eficiência, no caso do uso do sistema de distribuição, é de 110% do montante contratado, sem limitação de um limite mínimo do uso. 76. Por outro lado, tanto para o EUST3 ou o EUSD4, o montante mínimo faturado é de 100% do valor contratado, mesmo que haja um consumo menor. Assim, não seria coerente adotar um montante inferior a 100% nem na neutralidade nem na cobertura econômica.

77. Assim, será considerada eficiente a contratação cujos valores faturados se situem entre 100% e 110% do montante contratado, tanto para o uso da Rede Básica quanto para o uso da Rede de Distribuição.

78. Objetivando a coerência de cálculo, a metodologia de cálculo de CVA RB e do componente financeiro relativo descasamento da TUSD Distribuição, também deverá observar o montante de contratação eficiente, limitado à faixa 100% a 110% do valor contratado.

79. Para o cálculo da Neutralidade, apesar da TUSDg e o MUST Itaipu terem Cobertura Tarifária de natureza fixa, diferentemente do EUST, de natureza variável, entende-se que seja adequado formular a equação de Neutralidade desses itens em linha com a metodologia de cálculo da CVA de Rede Básica. Portanto, a Neutralidade da EUST, TUSDg e MUST Itaipu serão incorporadas num cálculo único de Neutralidade da Rede Básica, de forma análoga ao cálculo da CVA. Por conseguinte, o resultado da combinação desses dois procedimentos de cálculo resultam numa melhor aproximação da neutralidade plena desses itens. 80. Assim, a tarifa média de cobertura para Rede Básica da neutralidade seguirá a mesma fórmula do PRORET, Submódulo 4.2, item 4.2.3, parágrafos 68 e 69 e, portanto, terá o mesmo valor de Cobertura Tarifária usada na CVA. A Neutralidade de Rede Básica será definida conforme equação a seguir:

𝑁𝑒𝑢𝑡𝑟𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒𝑟𝑏 = 𝑇𝑀𝑅𝐵𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎 𝑥 𝑀𝑊𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎 + 𝑇𝑀𝑅𝐵𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎 𝑥 𝑀𝑊𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎 − 𝐹𝐴𝑇𝑟𝑏 (10)

Onde TMRBponta, TMRBfponta: Tarifa média de Cobertura Tarifária de Rede Básica, respectivamente no posto de ponta e fora de ponta, aplicável ao período de referência, expressa em R$/kW.mês e determinada no processo tarifário anterior ao do cálculo da Neutralidade; MWponta, MWfponta: Montante faturado de EUST respectivamente no posto de ponta e fora de ponta, respeitando a contratação eficiente, do período de referência; e FATrb: Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao EUST Nodal, EUST Fronteira, EUST Itaipu, TUSDg RB e TUSDg ONS ao Mercado de Referência.

3 EUST – Encargo de Uso do Sistema de Transmissão. 4 EUSD – Encargo de Uso do Sistema de Distribuição.



81. A Neutralidade de RB definida acima considera os itens de Rede Básica e Rede Básica Fronteira, MUST Itaipu, Encargos associados a TUSDg ONS e TUSDg RB. 82. Não há a aplicação de tarifas médias com conceito de pro rata como na CVA, em linha com os cálculos de neutralidade de encargos. 83. Uma das implicações do cálculo da Neutralidade com a equação explicitada anteriormente é o do repasse da variação de montante de contratação. Se por exemplo em DR1 o montante de Rede Básica de Ponta fosse de 1.000MW, mas em DR2 tivéssemos 1.200MW, esses 200MW adicionais apareceriam como um valor positivo no cálculo da Neutralidade, desde que fossem considerados como contratação adicional eficiente. Em princípio, o aumento da contratação de montantes de Rede Básica não é um problema, mas existe a possibilidade da concessionária receber um montante adicional de Neutralidade simplesmente por aumentar o montante contratado, sem que haja um aumento de mercado que justifique esse aumento de contratação.

84. Assim, a observância da REN 666/2015 é importante para que o cálculo da neutralidade não resulte no incentivo de comportamento não eficiente de contratação. Ainda, não deverão ser considerados valores contratados com competência anteriores a data de celebração do instrumento contratual, ou seja, com efeitos retroativos, como atualmente já não são considerados no cálculo da CVA, conforme parágrafo 76 do Submódulo 4.2 do PRORET(versão 1.0).

85. Para os itens Transporte de Itaipu e Conexão – CCD e CCT (Repassado à tarifa conforme definido no Submódulo 3.3 do PRORET), por se tratarem de itens de Cobertura Tarifária de natureza fixa (o transporte de Itaipu não terá montante alterado por questões de alterações de mercado), o cálculo da neutralidade seguirá a mesma fórmula do cálculo da Neutralidade dos encargos setoriais conforme definido no Submódulo 4.4 do PRORET. 86. Para o Encargo de Uso do Sistema de Distribuição, a cobertura tem natureza variável. O cálculo será feito por empresa, por nível de tensão, conforme abaixo:

𝑁𝑒𝑢𝑡𝑟𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒𝐸𝑈𝑆𝐷 = ∑ ∑ (𝑇𝑈𝑆𝐷𝑑,𝑡,𝑝 𝑥 𝑀𝑊𝑑,𝑡,𝑝 + 𝑇𝑈𝑆𝐷𝑑,𝑡,𝑓𝑝 𝑥 𝑀𝑊𝑑,𝑡,𝑓𝑝 +𝑡 ∈𝑇𝑑∈𝐷

𝑇𝑈𝑆𝐷𝑑,𝑡,𝑀𝑊ℎ 𝑥 𝐸𝐴𝐶𝑈𝑆𝐷𝑑,𝑡,𝑀𝑊ℎ) − 𝐹𝐴𝑇𝐸𝑈𝑆𝐷 (11)

Onde: TUSDd,t,p e TUSDd,t,fp: A tarifa EUSD aplicável para a contratação para a distribuidora d, no período de referência, para o nível de tensão t no período de ponta e fora de ponta, respectivamente; MWd,t,p e MWd,t,fp: Montante faturado de EUSD com a distribuidora d, no período de referência, no nível de tensão t no período de ponta e fora de ponta, respectivamente, observando a contração eficiente, TUSDd,t,MWh e EACUSDd,t,MWh: A tarifa EUSD de energia aplicável para a distribuidora d, no período de referência, no nível de tensão t e a Energia em MWh associada com a mesma; e FATeusd: Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao EUSD ao Mercado de Referência.

III.5. PREVISÃO DE ITENS DA PARCELA A



87. O novo contrato/termo aditivo não veda a possibilidade de se considerar previsões no cálculo da Parcela A.

“Subcláusula Sexta – Nos reajustes tarifários anuais a Receita Requerida será calculada pela seguinte equação: RR = VPA + VPB Onde: RR: Receita Requerida; VPA: Valor da Parcela A considerando as condições vigentes na data do reajuste em processamento e o Mercado de Referência, podendo contemplar ajustes e previsões, conforme regulação da ANEEL e legislação setorial;” (grifos nossos)

88. Não obstante, não é razoável que toda e qualquer previsão seja passível de ser considerada nos processos tarifários, já que na maioria das vezes é impossível prever o comportamento de algum item, tais como o comportamento de mercado, a variação do dólar ou da inflação. Cabe ressaltar que no longo prazo diferenças entre previsão e o que de fato se realizou serão ajustadas pela CVA e Neutralidade. Contudo, no curto prazo a inclusão de uma previsão mal dimensionada poderá ser desfavorável a modicidade tarifária.

89. Por exemplo, suponha que foi feita uma previsão de variação do dólar de 50%, mas depois se constatou que o dólar caiu em 10%. Nesse caso, o consumidor seria onerado antecipadamente por uma previsão não confirmada, e só será ressarcida depois de um ano, enquanto a empresa ganha o benefício de ter um caixa antecipado.

90. Dessa forma, a proposta é que esse procedimento seja utilizado observando-se as seguintes condições:

Situações sistêmicas; De efeito conhecido e quantificável; Por decisão da Aneel ou por força de legislação.

91. Com vistas a promover a estabilidade regulatória e manter o equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão, é recomendado esse instrumento seja utilizado apenas em situações que vislumbrem um impacto considerável para as Concessionárias. Também é importante considerar a previsão apenas para situações sistêmicas, para evitar que haja desequilíbrio no tratamento regulatório entre as Concessionárias e seja garantido o tratamento equânime entre elas. 92. Também entende-se que, por questão de assimetria de informação, a previsão não deve ser decorrente de solicitação das concessionárias, e sim de alterações de custos regulatórios por decisões da ANEEL ou da legislação do setor elétrico, sobre um evento futuro. 93. Apenas em situações excepcionais, como o surgimento de um novo item de custo com impacto significativo, como, por exemplo, a entrada em operação de instalações de conexão de uso exclusivo (DIT), o caso específico de uma empresa poderia ser considerado.

94. Isso porque, em situações ordinárias, a previsão não deve ser utilizada para antecipar descasamentos de cobertura cujo o ajuste já será realizado mediante mecanismos existentes de correção de cobertura, tais como CVA e financeiro de Neutralidade, quando se tratar de aspectos que envolvam incertezas quanto a sua real realização ou se os impactos forem não significativos.



95. Por outro lado, caso a previsão seja baseada em algum item com uma razoável certeza de concretização e uma boa estimativa do valor, a consideração de tal previsão no processo tarifário poderá evitar desequilíbrios financeiros das distribuidoras sem que haja uma oneração desnecessária aos consumidores mediante um processo de revisão tarifária extraordinária, por exemplo.

96. Situações com razoável certeza de concretização, contudo, geralmente apontam aquelas situações que há uma regulação ou legislação sobre questões futuras. Exemplos são o previsto incremento da TUST em 2017 em função do pagamento da RBSE, ou da RAG, que terá um incremento em razão da revisão periódica com inclusão dos valores não indenizados após projeto básico.

97. Outra ressalva é que a substituição de um item da parcela A por uma previsão da concessionária poderá não ser justificável se a razão para isso for por causa de aumento de demanda do mercado nos 12 próximos meses. Isso porque o único efeito prático que isso causaria, caso a previsão seja superior ao mercado de referência, seria a antecipação de caixa.

III.6. AJUSTES DE ITENS DA PARCELA A

98. Conforme apresentado anteriormente, o aditivo contratual também define na Subcláusula Sexta a figura do ajuste. Entende-se o ajuste como uma correção de valor, substituindo um valor inadequado por outro melhor, e considerando-o no processo tarifário. Na prática, os processos tarifários atuais possuem esse denominado “ajuste financeiro”. No entanto, tais ajustes só seriam possíveis, em princípio, por disposição legal que obrigue, faculte ou enseje sua criação. É importante também salientar que o Contrato de Concessão atual não garante nem reconhece tais ajustes como um direito da Concessionária. 99. O aditivo contratual, por sua vez, reconhece e deixa explícito a possibilidade do ajuste nos processos tarifários das Concessionárias. O aditivo também deixa claro que as únicas possibilidades de reconhecimento de um Ajuste será por regulação da ANEEL ou por legislação setorial, não permitindo que pedidos arbitrários de ajustes sejam acatados.

100. Dessa forma, conclui-se que o aditivo contratual recepciona todos os itens financeiros que foram previstos no PRORET, permitindo ainda que novos itens sejam considerados como ajuste através de regulação específica da ANEEL.

III.6.1 Parcela de Ajuste de Conexão

101. A Parcela de Ajuste de Conexão de uso exclusivo é um componente que não possui previsão de inclusão como cobertura ou componente financeiro na atual regulamentação. As razões para não inclusão desse item nos processos tarifários são: (i) a ausência de previsão de CVA para encargos de conexão e (ii) a ausência de neutralidade para os itens de transporte. Será analisado se é conveniente e oportuno considerar esse componente como item de ajuste. 102. A Parcela de Ajuste de Conexão é um item publicado com o Encargo de Conexão nos processos de Reajuste da Rede Básica e objetiva compensar as transmissoras proprietárias dos ativos de



Conexão. Esses ativos de conexão podem ter RAP5 prevista ou não, a depender da complexidade ou porte do ativo em questão. Quando esses ativos entram em operação, caso haja RAP prevista, a transmissora pode proceder a cobrança imediatamente. Para fins didáticos, esse tipo de pagamento será denominado de “PA com RAP definida”. Quando não há RAP prevista, os valores cobráveis desde a operação até o reajuste do encargo de conexão são acumulados, e essa soma é publicada como Parcela de Ajuste – PA de Conexão. 103. Sob a luz da neutralidade dos itens de transporte, entende-se que os valores de PA de Conexão e PA com RAP definida são devidos, pois esses itens não são gerenciáveis pela Concessionária. Não há possibilidade da Concessionária controlar a entrada de um ativo novo de Conexão. 104. Por outro lado, se o ativo estiver disponibilizado mas se não estiver em operação por culpa da Concessionária, entende-se que o valor não deve ser repassado, mesmo que a Concessionária esteja pagando por sua disponibilização. 105. Assim, como regra geral, recomenda-se a inclusão das despesas com a Conexão disponibilizada antes data de reajuste contratual da distribuidora por meio de um item financeiro. Como a PA conexão é incluída sem atualização monetária, o cálculo tanto da PA conexão como a PA com RAP definida deverão ser sem atualização monetária.

III.7. FATOR X

106. O novo contrato abriu a possibilidade de mitigar riscos de mercado ao permitir que o Fator X varie ao longo do tempo, conforme explicitado na Subcláusula Décima Quinta, permitindo que os valores ou a forma de cálculo do Fator X sejam definidos na revisão tarifária.

“Subcláusula Décima Quinta – Nos processos de revisão tarifária ordinária serão estabelecidos os valores ou a forma de cálculo do Fator X, com o objetivo de repassar aos usuários ganhos de produtividade observados no setor de distribuição energia elétrica e resultados decorrentes de mecanismos de incentivos, que poderão contemplar estímulos à melhora na qualidade do serviço e à eficiência energética, conforme regulação da ANEEL.”

107. Assim, torna-se possível a aplicação do Fator X “ex-post”, que passará a considerar a variação de mercado e de consumidores nos últimos 12 meses. 108. Ressalta-se que a atualização do regulamento, neste momento, será quanto à forma de cálculo, prevendo a aplicação ex-post do Fator X. A revisão metodológica está prevista apenas para 2019, sendo que até lá, não haverá alterações no modelo de Produtividade Total dos Fatores – PTF, ou seja, o Pd continuará sendo uma função da variação de mercado faturado e número de unidades consumidoras. 109. O contrato também permite que o Fator X possa contemplar medidas de estímulo à eficiência energética e melhoria da qualidade. No entanto, isso também depende da revisão metodológica citada. 110. Em relação à aplicação, adota-se o regulamento vigente, mantendo-se os valores de Fator X definidos até a próxima revisão da concessionária. Apenas a partir da próxima revisão será possível aplicar a

5 Receita Anual Permitida.



nova forma de cálculo do Fator X, considerando a metodologia vigente com uma sistemática de aplicação ex-post calculada a cada reajuste.

III.8. ESTRUTURA TARIFÁRIA

111. Conforme já exposto na Audiência Pública nº 29/2016, outro item a destacar no novo contrato/termo aditivo é o fato de não vedar alterações na estrutura tarifária em um calendário diferente do calendário da revisão, conforme Subcláusula Vigésima Primeira, que deixa essa possibilidade em aberto para definição metodológica futura.

“Subcláusula Vigésima Primeira – A Receita Requerida será decomposta em tarifas a serem cobradas dos usuários, mediante metodologia de estrutura tarifária definida pela ANEEL, que considerará eventuais descontos tarifários definidos na legislação setorial.”

112. Isso abre a possibilidade de se ter futuramente tarifas mais dinâmicas, que reflitam de forma rápida as alterações na estrutura de mercado. 113. Ainda, permanecerá a regra atual de alteração das tarifas de referência concomitante ao processo de revisão tarifária, oportunidade em que a distribuidora tem a obrigação de encaminhar os dados necessários para cálculo das tarifas de referência da TUSD fio B, TUSD fio A e TUSD Perdas. 114. No primeiro reajuste (DR1), a única mudança na estrutura tarifária deve ser a criação da Tarifa de Referência – TR para a componente de Receitas Irrecuperáveis. Atualmente, como esse item encontra-se na Parcela B, ele é rateado conforme a Estrutura Vertical – EV da distribuidora, porém ao se considerar como item de Parcela A será necessário definir uma tarifa específica. Por sua natureza, e considerando que a inadimplência concentra-se em sua maior parte na baixa tensão na classe residencial, sugere-se que a TR das Receitas Irrecuperáveis tenha valor igual ao da componente Perdas Não Técnicas, ou seja, uma componente em R$/MWh, por agrupamento tarifário, conforme item 6.3 do Submódulo 7.2 do PRORET (versão 2.0).

115. Ainda, a componente tarifária TUSD ONS deixará de ser aplicada para as concessionárias que aderiram ao aditivo contratual, mas continuará existindo para as demais concessionárias e permissionárias.

III.9. OUTRAS RECEITAS

116. O novo contrato estabelece que as Outras Receitas (OR) serão subtraídas da Receita Requerida a cada ano, observando os valores faturados no período de referência, conforme Subcláusula Nona e Décima da Cláusula Sexta:

“Subcláusula Nona – A Receita Requerida mencionada na Subcláusula Sexta desta Cláusula e na Subcláusula Décima Primeira desta Cláusula não considerará eventuais descontos tarifários e outras fontes de receita, tais como recursos da Conta de Desenvolvimento Econômico (CDE), Outras Receitas e receitas com Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativo, sendo que: ... Subcláusula Décima – No processo de cálculo das tarifas mencionado na Subcláusula Vigésima Primeira desta Cláusula a ANEEL deverá subtrair da Parcela B as receitas totais faturadas no Período



de Referência com Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativo, além dos valores de Outras Receitas faturados no Período de Referência, conforme Subcláusula Décima Oitava desta Cláusula.”

117. Assim, no próximo reajuste (DR1) e reajustes seguintes serão descontados da Parcela B os valores faturados de OR nos últimos 12 meses (período de referência), respeitando-se os percentuais regulatórios e a segregação de atividades estabelecidos na última revisão. 118. Os valores de OR faturados deverão ser atualizados pelo IPCA, mês a mês, para a data do processo tarifário, em concordância com o mesmo índice de atualização da Parcela B.

III.10. ULTRAPASSAGEM DE DEMANDA E EXCEDENTE DE REATIVOS

119. O novo contrato permite a consideração de Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER) nos reajustes tarifários que, conforme Subcláusula Décima, deverá observar os valores faturados no período de referência. 120. No entanto, torna-se necessário definir o tratamento no primeiro reajuste (DR1). Dessa forma, duas situações deverão ser consideradas: empresas que já passaram pela primeira revisão após o terceiro ciclo (3CRTP) e as que ainda não passaram.

121. O registro das receitas faturadas com UD e ER deve cessar na data de assinatura do novo contrato ou termo aditivo. No caso das empresas que ainda passarão pela primeira revisão após o 3CRTP, o montante registrado em Obrigações Especiais até a data da assinatura será considerado como redutor da base de remuneração regulatória na próxima revisão. Para as empresas que já passaram pela primeira revisão após o 3CRTP, o saldo acumulado de receitas de UD e ER em conta específica de obrigações especiais será subtraído da Parcela B apenas na segunda revisão após o 3CRTP, conforme regra definida no Submódulo 2.1 do PRORET. 122. Assim, no próximo reajuste (DR1) deverão ser considerados os valores faturados de UD e ER entre a data de assinatura do contrato e a data do reajuste como redutores da Parcela B. 123. No reajuste seguinte (DR2) e demais, os valores faturados de UD e ER nos últimos 12 meses (período de referência) serão considerados como redutores da Parcela B/Receita Requerida em DRP, conforme Subcláusula Décima. 124. Os valores de UD e ER faturados deverão ser atualizados pelo IPCA, mês a mês, para a data do processo tarifário, em concordância com o mesmo índice de atualização da Parcela B. 125. A receita de que trata este tópico é líquida dos tributos incidentes, do percentual regulatório de 3,5% da receita, referente a ultrapassagens de demanda na rede de transmissão, e das receitas irrecuperáveis, aplicando-se o percentual regulatório associado à classe de consumo industrial, conforme Submódulo 2.2 – Custos Operacionais.



III.11. TRATAMENTO REGULATÓRIO DAS PERDAS DE ENERGIA ELÉTRICA DAS DIT´s

126. No Parágrafo único da Subcláusula Sétima da Cláusula Sexta do aditivo contratual é afirmado que “A regulação da ANEEL definirá o Tratamento Regulatório das Perdas de Energia Elétrica das Demais Instalações de Transmissão (DIT)”. 127. As perdas nas DIT compartilhadas eram computadas pela CCEE6 como Perdas na Rede Básica pois não haviam medidores para apuração específica destas perdas nas DIT compartilhadas. Assim, o reconhecimento tarifário destas perdas era como perdas na Rede Básica.

128. Posteriormente, com a implantação da infraestrutura de medição adequada, a CCEE passou a apurar em separado as perdas nas DIT compartilhadas. Assim, atualmente é possível a observação individual das perdas na Rede Básica e nas DIT compartilhadas. Contudo, o reconhecimento tarifário ainda é considerando toda esta perda como perdas na Rede Básica. 129. Esta condição não alcança a melhor eficiência alocativa. O custo associado as perdas na Rede Básica é alocada em duas componentes tarifárias TE-Perdas na Rede Básica e TUSD-perdas na Rede Básica devido a perdas na distribuição. 130. Dessa forma, quase toda a perda na Rede Básica é recuperada pelo mercado Cativo, por estar na TE, associando-se ao fato de que o consumidor livre recupera os custos da perda na Rede Básica diretamente na sua liquidação no mercado de energia (CCEE), e que não considera as perdas na DIT compartilhada. O resultado disto é que as perdas nas DIT compartilhadas são alocados quase que totalmente para o consumidor cativo.

131. No entanto, por sua natureza, as DIT são instalações de transmissão de âmbito próprio de distribuição7, e não se diferenciam, pela sua função, das instalações de distribuição. Ainda, as perdas nas DIT de uso exclusivo por distribuidora já são consideradas como perdas técnicas da distribuição. Desta forma, entende-se adequado que as perdas nas DIT compartilhadas sejam consideradas como perdas na distribuição e alocadas na componente tarifária TUSD- perdas técnicas. Esta condição garante a correta alocação destes custos. Cabe destacar que as perdas nas DIT exclusivas já são computadas como perdas técnicas da distribuição.

132. Assim, recomendam-se as seguintes alterações metodológicas no cálculo das perdas:

i. Deixar de considerar a DIT compartilhada como perda de Rede Básica; e ii. Alocar o custo de perda na DIT compartilhada como perda técnica.

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 133. A regulamentação proposta é competência da ANEEL conforme estabelece o art. 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com a redação dada pelo art. 9° da Lei n° 10.848, de 15 de julho de 2004, e o inciso X do art. 4º do Anexo I do Decreto n.º 2.335, de 06 de outubro de 1997.

6 CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. 7 REN nº 68/2004.



V. DA CONCLUSÃO 134. Pelo exposto, entende-se que a proposta apresentada nesta Nota Técnica atende o objetivo de implementar os cálculos necessários para a operacionalização dos Reajustes Tarifários Anuais e das Revisões Tarifárias Periódicas das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica, conforme o novo aditivo contratual. VI. DA RECOMENDAÇÃO

135. Recomenda-se a abertura de Audiência Pública para discutir a proposta que define os procedimentos gerais e os critérios a serem utilizados no cálculo do Reajuste Tarifário Anual ou da Revisão Tarifária Ordinária das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica que tiveram suas concessões prorrogadas nos termos do Decreto nº 8.461/15, ou que assinarem o termo aditivo ao contrato de concessão, conforme proposta aprovada na Audiência Pública nº 29/2016.

ALEXANDRE KENJI TSUCHIYA

Especialista em Regulação SGT

CLAUDIO ELIAS CARVALHO Assessor

SGT

THIAGO ROBERTO MAGALHÃES VELOSO Especialista em Regulação

SGT

CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES Especialista em Regulação

SGT

ROBSON KUHN YATSU Especialista em Regulação

SGT

FELIPE PEREIRA Especialista em Regulação

SRM

HERMANO DUMONT VERONESE Especialista em Regulação

SRM

VICTOR QUEIROZ OLIVEIRA Especialista em Regulação

SRM

De Acordo:

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Gestão Tarifária

JÚLIO CÉSAR REZENDE FERRAZ Superintendente de Regulação Econômica e Estudos de Mercado

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Nota Técnica Principal - aneel.gov.br · 24. Após o processo tarifário DR1 o procedimento será diferente, pois não haverá mais a necessidade de se subtrair a RI ou somar o custo