NT Estrutura Tarifária ENERSUL v6 23012013 VERSAO AP...19. Cabe observar que as bandeiras serão aplicadas, a título educacional no ano de 2013, não alterando a fatura dos consumidores

S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E REGULAÇÃO ECONÔMICA

S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DI STRIBUIÇÃO

Nota Técnica nº 27/2013-SRE-SRD/ANEEL Brasília, 25 de janeiro de 2013

T E R C E I R O C I C L O D E R E V I S Õ E S T A R I F Á R I A S D A S C O N C E S S I O N Á R I A S 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

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . E S T R U T U R A T A R I F Á R I A

E m p r e s a E n e r g é t i c a d o M a t o G r o s s o d o S u l S . A . - E N E R S U L

AUDIÊNCIA PÚBLICA

Agência Nacional de Energia Elétrica Superintendência de Regulação Econômica SGAN 603 / Módulo “I” – 1º andar CEP: 70830-030 – Brasília – DF Tel: + 55 61 2192-8695 Fax: + 55 61 2192-8679

ÍNDICE I - DO OBJETIVO ........................................................................................................................................................... 1 III - DA ANÁLISE ........................................................................................................................................................... 3

III.1 - RESULTADOS.............................................................................................................................................. 3 III.2 DADOS DE ENTRADA .................................................................................................................................. 6 III.3 - TARIFAS DE REFERÊNCIA - TUSD ........................................................................................................... 6 III.4 - TARIFAS DE REFERÊNCIA - TE .............................................................................................................. 18 III.5 - MERCADO DE REFERÊNCIA ................................................................................................................... 18 III.6 - TARIFAS DE APLICAÇÃO ........................................................................................................................ 19 III.7 - FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA .................................................. 20 III.8 - IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES ................................................................................................ 20 III.9 - TRANSIÇÃO DA APLICAÇÃO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA ............................................................... 20 III.10 - CÁLCULO DA TUSD PARA CENTRAIS GERADORAS......................................................................... 21

IV - DO FUNDAMENTO LEGAL ...................................................................................................................................... 22 V - DA CONCLUSÃO .................................................................................................................................................... 22 VI - DA RECOMENDAÇÃO ............................................................................................................................................ 23

Nota Técnica no 27/2013–SRE-SRD/ANEEL

Em 25 de janeiro de 2013.

Processos n.º 48500.001497/2012-11 e 48500.000941/2012-81 Assunto: Cálculo da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD e da Tarifa de Energia – TE da ENERSUL relativas ao Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas – 3CRTP das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

I - DO OBJETIVO

Submeter à Audiência Pública - AP a proposta de definição das Tarifas de Referência e Aplicação da TUSD e TE, provenientes da revisão tarifária da ENERSUL relativas ao Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas – 3CRTP.

II - DOS FATOS

O Módulo 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET estabelece as metodologias aplicáveis ao 3CRTP e, portanto, fundamenta os cálculos apresentados na presente Nota Técnica. Uma revisão conceitual das metodologias aplicáveis, que vai além do escopo do presente documento, pode ser feita a partir das seguintes referências1:

Resolução Normativa nº 464, de 22 de novembro de 2011; PRORET – Módulo 7:

Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais; Submódulo 7.2 – Tarifas de Referência; Submódulo 7.3 – Tarifas de Aplicação; e

Nota Técnica nº 311/2011-SRE-SRD/ANEEL, de 17 de novembro de 2011 – Proposta Geral.

2. O Contrato de Concessão nº 01/97, que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da ENERSUL, estabelece o ciclo tarifário da distribuidora cuja terceira revisão tarifária periódica deve ocorrer em 08 de abril de 2013. 1 Disponível no endereço eletrônico da ANEEL na internet: http://www.aneel.gov.br/cedoc/bren2011464.pdf

(Fls. 2 da Nota Técnica no 27/2013-SRE-SRD/ANEEL, de 25/01/2013)

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

3. As metodologias aplicáveis ao 3CRTP são definidas nos Módulos 2 e 7 do PRORET que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária. Ambos os módulos foram aprovados em novembro de 2011 por meio das Resoluções Normativas – REN nº 457/2011 e nº 464/2011, respectivamente.

4. Complementarmente, os Módulos 2, 6 e 7 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST regulamentam outras matérias afetas ao cálculo da estrutura tarifária. 5. O Submódulo 10.1 do PRORET define a ordem, as condições de realização, os requisitos de informações e as obrigações periódicas concernentes ao processo de revisão tarifária das distribuidoras e permissionárias de energia elétrica.

6. Complementarmente, o Módulo 6 do PRODIST define e detalha o fluxo de parte das informações necessárias para o cálculo da estrutura tarifária. 7. Com base no arcabouço regulatório, os ofícios nº 282/2012-SRD/ANEEL, de 01 de agosto de 2012, nº 385/2012-SRD/ANEEL de 1º de novembro de 2012 e nº 399/2012-SRD/ANEEL, de 13 de novembro de 2012, orientaram a forma de envio dos dados pela distribuidora. 8. A ENERSUL protocolou os dados na ANEEL por meio das correspondências VPRE/964/2012, de 18 de outubro de 2012, VPRE/1000/2012 de 08 de novembro de 2012, VPRE/10006/2012 de 13 de novembro de 2012 e VPRE/1113/2012, de 28 de dezembro de 2012.

9. Os dados de mercado foram obtidos por meio do Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP sendo o controle de atualização dos dados feito no próprio aplicativo. Complementarmente, no 3CRTP, está sendo solicitado das distribuidoras o sistema de faturamento aberto por Unidade Consumidora. Nesse sentido, o mercado ora considerado pode ser alterado em razão das validações que estão sendo feitas a partir dos dados desagregados. 10. Em que pese as diversas interações com a distribuidora, ainda persistem algumas inconsistências nos dados encaminhados que serão dirimidas durante o período da Audiência Pública.

11. Os demais dados, como os custos regulatórios considerados na construção das tarifas são obtidos do processo de definição do nível tarifário cujo processo e resultados estão detalhados na Nota Técnica nº 19/2013-SRE/ANEEL de 25 de janeiro de 2013. 12. Após a descrição dos fatos passa-se à análise. A Seção seguinte inicia-se com a apresentação do impacto tarifário a ser percebido pelos consumidores. Posteriormente, demonstram-se os dados de entrada para a construção das tarifas bem como o cálculo das tarifas de Referência e de Aplicação, além do mercado de referência ajustado. Por fim, são apresentados os parâmetros flexibilizados para o cálculo da estrutura tarifária, impactos tarifários relevantes e possível transição para aplicação das novas tarifas.



III - DA ANÁLISE III.1 - RESULTADOS 13. O resultado da revisão tarifária submetido à Audiência Pública da ENERSUL resultará no efeito médio a ser percebido por subgrupo tarifário, conforme Tabela 1, considerando todo o mercado da distribuidora: consumidores, geradores e outras distribuidoras ou permissionárias.

Tabela 1 – Efeito médio por Subgrupo Tarifário

Subgrupo Efeito Médio (%)

EFEITO MÉDIO PARA o Grupo A ( 2,3 kV) -1,42% A2 (88 kV a 138 kV) 2,38% A3 (69 kV) 26,87% A3a (30 kV a 44 kV) 0,81% A4 (2,4 a 25 kV) -3,02% EFEITO MÉDIO PARA o Grupo B (≤ 2,3 kV) -4,63% B1 (Baixa Tensão – Residencial e Baixa Renda) -5,68% B2 (Baixa Tensão - Rural) -0,14% B3 (Baixa Tensão – Demais Classes) -4,59% B4 (Baixa Tensão – Iluminação Pública) 0,03%

14. A Tabela 2 demonstra os efeitos médios percebidos pelos consumidores cativos do Grupo A nas modalidades tarifárias Azul, Verde e Convencional.

Tabela 2 – Efeito Médio Consumidor Cativo por Subgrupo Tarifário e Modalidade do Grupo A Subgrupo Modalidade Efeito Médio (%)

A2 (88 kV a 138 kV) Azul 4,12% A3 (69 kV) Azul 26,87%

A3a (30 kV a 44 kV) Azul 3,69%

Verde 6,12% Convencional 2,30%

A4 (2,4 a 25 kV) Azul 1,93%

Verde 1,99% Convencional -3,78%

15. A Tabela 3 demonstra os efeitos médios percebidos pelos consumidores Livres.

Tabela 3 – Efeito Médio Consumidor Livre por Subgrupo Tarifário do Grupo A

Subgrupo Modalidade Efeito Médio (%) A2 (88 kV a 138 kV) Azul 4,30%



Subgrupo Modalidade Efeito Médio (%) A3 (69 kV) Azul 23,40% A3a (30 kV a 44 kV) Azul -13,99% A4 (2,4 a 25 kV) Azul -22,76%

16. A Tabela 4 demonstra os efeitos médios segregados em TUSD e TE do consumidor cativo por subgrupo e modalidade dos Grupos A e B.

Tabela 4 – Efeito Médio TUSD e TE Consumidor Cativo por Subgrupo Tarifário e Modalidade

Subgrupo Modalidade Tarifa Efeito Médio (%)

A2 (88 kV a 138 kV) Azul TUSD -19,77% TE 26,96%

A3 (69 kV) Azul TUSD 23,40% TE 27,95%

A3a (30 kV a 44 kV)

Azul TUSD -17,69% TE 26,92%

Verde TUSD -16,24% TE 27,18%

Convencional TUSD -18,79% TE 26,30%

A4 (2,4 a 25 kV)

Azul TUSD -22,54% TE 27,14%

Verde TUSD -22,68% TE 27,66%

Convencional TUSD -26,54% TE 26,30%

B1 (< 2,3 kV - Residencial) Convencional TUSD -20,70% TE 26,30%

B2 (< 2,3 kV - Rural) Convencional TUSD -16,00% TE 33,64%

B3 (< 2,3 kV – Demais Classes) Convencional TUSD -19,75%

TE 27,71% B4 (< 2,3 kV – Iluminação Pública) Convencional TUSD -15,85%

TE 33,89% 17. A Tabela 5 apresenta as tarifas e as relações entre as tarifas das modalidades convencional e horária Branca para o Grupo B para os subgrupos que existe a opção de escolha do consumidor.



Tabela 5 – Valores das Tarifas por modalidade - Grupo B

Subgrupo Posto Tarifário

Tarifa Convencional Branca Variação

R$/MWh R$/MWh %

B1 (< 2,3 kV - Residencial)

Ponta 340,15 689,39 102,67% Intermediário 340,15 434,79 27,82% Fora Ponta 340,15 262,95 -22,70%

B2 (< 2,3 kV - Rural)


B3 (< 2,3 kV – Demais Classes)


18. A Tabela 6 apresenta os valores das Bandeiras Tarifárias. Elas serão somadas à TE, e, portanto, resultarão em percepções distintas de acordo com o subgrupo e modalidade tarifária devido a variação de valores da TUSD e da própria TE. 19. Cabe observar que as bandeiras serão aplicadas, a título educacional no ano de 2013, não alterando a fatura dos consumidores. Somente em 2014 elas serão aplicadas aos consumidores.

Tabela 6 – Valores das Bandeiras Tarifárias

Valor da Bandeira (R$/MWh) Verde Amarela Vermelha

0 15,00 30,00

20. A Tabela 7 demonstra os efeitos médios da TUSD para as modalidades Geração e Distribuição.

Tabela 7 – Efeito Médio da TUSD para Modalidade Geração e Distribuição Modalidade Efeito Médio

(%) Geração 0,00% A2 (88 kV a 138 kV) 0,04% A3a (30 kV a 44 kV) 4,96% A4 (2,4 a 25 kV) 4,96% Distribuição -25,51% A3a (30 kV a 44 kV) -25,51%



21. Os resultados apresentados nas tabelas anteriores, bem como as variações por componente tarifário – TUSD Transporte, TUSD Perdas, TUSD Encargos, TE Energia Comprada, TE Transporte, TE Perdas, TE Encargos – e outros detalhes podem ser obtidos nas Planilhas Microsoft Excel de Cálculo das Tarifas de Referências – TR, e de Cálculo e Abertura das Tarifas – PCAT, disponibilizadas juntamente com a presente nota técnica.

III.2 DADOS DE ENTRADA

22. Para obtenção dos resultados apresentados anteriormente foram utilizados os seguintes dados de entrada:

Tipo Detalhe Origem Processo utilizado

Mercado

Faturado (Demanda e Energia)

SAMP Tarifas de Referência e Tarifas de Aplicação

Medido (Energia) Cálculo de Perdas/Distribuidora

Tarifas de Referência/Custo Médio

Ativo Físico Quantidade Distribuidora Custo Médio Custo Distribuidora/ANEEL Custo Médio

Curvas de Carga Campanha de Medidas Distribuidora Tarifas de Referência/Custo Médio

Fluxo de potência Diagrama de fluxo simplificado

Distribuidora Tarifas de Referência/Custo Médio

Taxa Média de Perda para potência média Fator de perdas de potência Cálculo de perdas Tarifas de Referência

Custos Regulatórios Discriminada por componente de custo

Revisão Tarifária – Definição do nível

tarifário

Tarifas de Referência e de Aplicação

Quadro 1 – Resumo dos dados utilizados no processo

23. Com base nessas informações inicia-se o processo de construção das Tarifas de Referência e de Aplicação. III.3 - TARIFAS DE REFERÊNCIA - TUSD i. Cálculo dos Custos Médios 24. Para os Custos Marginais de Expansão por agrupamento (faixa de tensão), foram utilizados os Custos Médios, obtidos por módulos de equipamentos/obras, considerando a razão entre o custo total, obtido pelo produto dos custos unitários e o quantitativo de cada módulo, e o carregamento médio dos módulos, com base no sistema de distribuição existente. 25. O detalhamento do cálculo dos custos médios está descrito na Nota Técnica nº 311/2011-SRE/SRD-ANEEL e reproduzido na planilha disponibilizada.



26. Os grupos de módulos de equipamentos/obras, considerados para cada agrupamento são:

Agrupamentos AT-2 e AT-3: Extensão de linha AT; Células de linha AT; Conexão de trafo AT; e Capacidade instalada AT/AT;

Agrupamento MT: Extensão de rede MT; Células de linha MT; Conexão de trafo MT; e Capacidade instalada AT/MT;

Agrupamento BT:

Extensão de rede BT; Posto de transformação MT/BT; e Capacidade instalada MT/BT.

27. As Tabelas 8 e 9 listam os dados dos ativos físicos dos módulos de equipamentos/obras e seus respectivos custos unitários médios.

Tabela 8 – Ativos Subgrupo/Grupo

ou Relação de Transformação

Redes/Linhas Transformadores Capacidade instalada Bays de linha

km quantidade MVA quantidade AT-2 3.340,90 111,00 AT-3 427,40 17,00 MT 68.456,65 322,00 BT 12.366,61

MT/BT 64.964,00 1.941,24 AT-2/MT 47,00 1.264,50 AT-3/MT 11,00 87,00

Tabela 9 – Custos unitários

Subgrupo/Grupo ou Relação de Transformação

Redes/Linhas Transformadores Capacidade instalada

Bays de linha

Bays de Conexão

de trafo R$/km R$/posto R$/kVA R$/bay R$/bay

Urbano Rural Urbano Rural Urbano Rural AT-2 298.691,03 1.661.707,84 1.458.982,31 AT-3 172.531,59 971.401,76 956.034,00 MT 45.769,54 17.858,90 366.569,44 445.953,47 BT 34.957,88 30.689,01

MT/BT 3.997,21 3.135,60 69,95 87,85 AT-2/MT 77,59 AT-3/MT 97,91



28. As demandas consideradas para os módulos dos agrupamentos AT foram obtidas do diagrama unifilar simplificado de fluxo de potência, mesmo dado utilizado no cálculo da proporção de fluxo. Para os agrupamentos MT, a demanda considerada tem duas origens. Para os módulos - células de linha MT, conexão de trafo MT, capacidade instalada AT/MT – a demanda também será aquela obtida no fluxo de potência.

Tabela 10 – Fluxo de Demanda AT e AT/MT Subgrupo/Grupo

ou Relação de Transformação

Demanda (MW)

Inj. AT-2 768,74 Inj. AT-3 0,00 Inj. MT 24,88

AT-2/AT-3 43,48 AT-2/MT 708,85

AT-3/AT-2 0,00 AT-3/MT 42,42 MT/AT-2 0,00 MT/AT-3 0,00

29. Para os módulos extensão de rede MT e todos os módulos do agrupamento BT, as demandas foram obtidas pela energia que transita em cada nível/transformação, definida no cálculo das perdas técnicas, e parâmetros das curvas de carga da campanha de medidas. 30. Para o MT e BT a energia que transita nos níveis e transformações deve ser rateada em urbana e rural por meio de dados de energia faturada no período de referência. Deve-se considerar ainda a sazonalidade da energia ao longo do ano, obtidos pela relação da energia do mês de maior consumo pelo consumo médio. Para a obtenção da demanda, apura-se o fator de carga médio para cada agrupamento, com base nas tipologias de carga, redes e injeções obtidas pela campanha de medidas.

Tabela 11 – Energia anual total, fator de sazonalidade

Subgrupo/Grupo Energia total que

transita Fator de sazonalidade

Fator de carga médio MWh.ano

MT Rural 1.137.628,00 1,0417 0,8087 Urbano 4.169.897,08

BT Rural 393.282,83 1,1004 0,4710

Urbano 2.618.531,92 0,5160

31. Os resultados dos custos médios por agrupamentos estão indicados na Tabela 12.



Tabela 12 – Custos Médios Agrupamento Custo Médio

R$/kW AT-2 260,57 AT-3 410,64 MT 362,06 BT 183,26

ii. Cálculo da Proporção de Fluxo 32. A proporção de fluxo é obtida do diagrama unifilar simplificado do fluxo de potência do sistema elétrico da distribuidora. Este foi construído com base nas medições das fronteiras da rede da distribuidora no momento de carga máxima do sistema (injeções), fornecida pela distribuidora e nas tipologias de carga e rede. A Nota Técnica nº 311/2011-SRE/SRD/ANEEL detalha a construção do diagrama unifilar simplificado de fluxo de potência.

33. A Tabela 13 apresenta os valores de proporção de fluxo total (proporção de fluxo direta mais proporção de fluxo indireta) entre os subgrupos tarifários calculados para a ENERSUL.

Tabela 13 – Proporção de Fluxo Total2 Agrupamento A2 A3 MT BT

AT-2 0,0000 AT-3 0,0000 0,0001 MT 0,0000 0,0176 0,0172 BT 0,0000 0,0507 0,0503 0,0087

iii. Tipologias de cargas e redes

34. As tipologias representam o comportamento dos consumidores e o carregamento das redes da distribuidora em análise. 35. A ENERSUL obteve um conjunto de curvas de carga de consumidores e de transformações de tensão por meio da campanha de medidas. Posteriormente, realizou-se a agregação das curvas características para obtenção da tipologia da carga, da rede e das injeções. Essas tipologias foram obtidas por meio de técnicas estatísticas de agrupamento. O relatório fornecido pela distribuidora detalha a definição das tipologias. 36. Como parte do processo, as tipologias encaminhadas pela concessionária foram ajustadas ao mercado de referência dos respectivos agrupamentos3.

2 Os relatórios do aplicativo CTR utilizados no cálculo da Estrutura Vertical adota como terminologia do agrupamento MT (que agrega os subgrupos A4 e A3a) como A4, e do agrupamento BT (que agrega o grupo B e o subgrupo AS) como B, devido a limitações no aplicativo. 3 Corresponde ao mercado do período de referência. O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de 12 meses imediatamente anteriores ao mês da revisão tarifária periódica.



37. Os agregados das tipologias de carga por agrupamento já ajustados ao mercado estão apresentados nos Gráficos 1 a 4 abaixo, que correspondem aos dados da Tabela 14.

Tabela 14 – Consumidores Tipo – Agregados (MW) Hora Posto AT-2 AT-3 MT BT TOTAL

00:00 01:00 1 28,45 1,59 137,90 231,18 399,12 01:00 02:00 2 28,63 1,59 136,27 214,77 381,26 02:00 03:00 3 28,47 1,59 134,00 205,04 369,11 03:00 04:00 4 28,42 1,59 136,75 205,25 372,02 04:00 05:00 5 28,56 1,59 138,34 207,25 375,74 05:00 06:00 6 27,97 1,58 142,86 223,10 395,51 06:00 07:00 7 29,32 1,58 158,74 203,01 392,65 07:00 08:00 8 29,79 1,58 197,57 215,68 444,62 08:00 09:00 9 29,80 1,58 222,91 243,85 498,15 09:00 10:00 10 30,57 1,58 235,81 261,84 529,80 10:00 11:00 11 29,72 1,58 241,49 275,91 548,70 11:00 12:00 12 30,47 1,58 226,29 288,66 547,01 12:00 13:00 13 30,09 1,58 225,90 291,16 548,73 13:00 14:00 14 30,33 1,58 247,61 307,63 587,14 14:00 15:00 15 30,70 1,38 254,37 323,65 610,10 15:00 16:00 16 30,59 1,58 252,68 336,01 620,86 16:00 17:00 17 30,42 1,58 237,28 344,83 614,11 17:00 18:00 18 26,02 1,54 185,76 413,98 627,30 18:00 19:00 19 21,65 1,59 145,69 541,62 710,55 19:00 20:00 20 18,63 1,59 133,67 494,82 648,72 20:00 21:00 21 18,51 1,59 141,70 399,15 560,96 21:00 22:00 22 23,51 1,59 162,43 351,84 539,38 22:00 23:00 23 27,64 1,59 152,18 304,11 485,52 23:00 00:00 24 28,72 1,59 143,74 268,19 442,24

Gráfico 1 – Consumidor-tipo AT-2 - Agregado

Gráfico 2 – Consumidor-tipo AT-3 - Agregado

0

5

10

15

20

25

30

35

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

MW

Posto Tarifário

1,25

1,3

1,35

1,4

1,45

1,5

1,55

1,6

1,65

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

MW

Posto Tarifário



Gráfico 3 – Consumidor-tipo MT – Agregado Gráfico 4 – Consumidor-tipo BT – Agregado

Gráfico 4 – Agregado Consumidores-tipo

Definição dos postos tarifários ponta, fora ponta e intermediário 38. Os custos marginais de capacidade foram calculados para os postos tarifários ponta e fora ponta, definidos na REN nº 414/10:

Horário de ponta: período composto por 3 (três) horas diárias consecutivas definidas pela distribuidora, considerando a curva de carga de seu sistema elétrico, aprovado pela ANEEL para toda a área de concessão, com exceção feita aos sábados, domingos, terça-feira de carnaval, sexta-feira da Paixão, Corpus Christi e mais oito feriados nacionais; e

Horário fora de ponta: período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e complementares àquelas definidas no horário de ponta.

0

50

100

150

200

250

300

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

MW

Posto Tarifário

0

100

200

300

400

500

600

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

MW

Posto Tarifário

0

100

200

300

400

500

600

700

800

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

MW

Posto Tarifário

BT

MT

A3

A2



39. A ENERSUL inicialmente informou que horário de ponta praticado atualmente é o das “18h00 às 20h59 para o período fora do horário de verão, pois este é o período de maior demanda de seu sistema, definido principalmente pelo comportamento dos consumidores de baixa tensão, que compõem a maior parcela do mercado atendido pela Empresa.” 40. Posteriormente, na resposta ao Ofício Circular nº 399/2012-SRD/ANEEL a distribuidora alterou esta informação no Relatório de Caracterização da Carga, indicando que a “ENERSUL irá manter o período das 17:30 hs às 20:30 hs, exceto classe poder público em que o horário é 18:00 às 21:00 hs. Durante o horário de verão, não há alteração do horário.” Entende-se assim que a primeira informação estava equivocada. 41. Diante dos fatos, considerando o cronograma, prazos e fluxo do processo de cálculo, os valores ora submetido em Audiência Pública foram calculados com o horário de ponta iniciando às 18h00.

42. Analisando as curvas de carga verifica-se que ambas as soluções são possíveis, 18h00 ou 17h30. Entende-se, diante do pleito da distribuidora, que a manutenção do horário atualmente praticado, 17h30, seja a solução mais adequada.

43. A alteração do horário de ponta para início às 17h30 provocará efeitos no cálculo das tarifas de referência. Estas alterações serão consideradas na proposta final, juntamente com as contribuições recebidas durante o processo de Audiência Pública.

44. Contudo, diante do arcabouço regulatório não existe condições para a aplicação de um horário de ponta diferenciado para uma classe de consumidores. As exceções previstas na regulamentação, conforme art. 59, §2º da REN nº 414/2010 devem ser motivadas por características operacionais de cada subsistema elétrico da distribuidora ou da necessidade de estimular a mudança do perfil de carga. No relatório fornecido pela distribuidora não há motivação para a aplicação do horário diferenciado para a classe poder público e portanto não deverá ser autorizada esta prática.

Tabela 15 – Postos tarifários

Posto Ponta Durante horário de verão

Fora do horário de verão

Início 18h00 17h30 Fim 20h59 20h29

45. Quanto ao posto intermediário, aplicável somente à modalidade tarifária horária Branca do Grupo B, a distribuidora não apresentou propostas. Portanto, conforme regulamentação do PRORET, este será definido em dois períodos de 1 hora, imediatamente anteriores e posteriores ao posto ponto.

iv. Fatores de Perdas de Potência 46. O Fator de Perdas de Potência – fpp é utilizado no cálculo da estrutura vertical da Parcela B e da Tarifa de Referência dos custos de uso dos sistemas de transmissão e de outras distribuidoras.



47. Utilizou-se a perda de potência para a demanda média, calculada no processo definição dos índices de perdas técnicas, Módulo 7 do PRODIST, como estimativa da taxa média de potência. No caso do sistema de alta de tensão (SDAT), como não se calcula perdas de potência para a demanda média durante o processo de cálculo dos índices de perdas, utiliza-se dos respectivos índices de perdas de energia (perda média de potência) e do CP (índice que correlaciona perda média de potência e perda de potência para a demanda média) para o cálculo da perda de potência para a demanda média dos subgrupos pertencentes à alta tensão – AT. 48. A Tabela 16 lista os valores dos fatores de perdas de potência calculados.

Tabela 16 – Fatores de Perdas de Potência para demanda média Agrupamento AT-2 AT-3 MT BT

AT-2 0,0000 AT-3 0,0000 0,0001 MT 0,0000 0,0176 0,0172 BT 0,0000 0,0507 0,0503 0,0087

v. Estrutura Vertical

49. A Estrutura Vertical – EV é a proporção relativa entre os agrupamentos tarifários, definidos por níveis de tensão (grupos e subgrupos tarifários) utilizada na construção da componente tarifária TUSD-FIO B, referente aos custos de Parcela B da receita requerida de distribuição. 50. A EV foi obtida com base na repartição da receita teórica entre os agrupamentos tarifários (subgrupos/grupos) definidos de acordo com os níveis de tensão, proporcionais aos custos marginais de capacidade e ao mercado teórico de demanda. Posteriormente, esses valores foram corrigidos considerando que uma parcela dos custos foi rateada de forma proporcional ao número de unidades consumidoras de cada agrupamento tarifário. 51. No cálculo da Estrutura Vertical das distribuidoras no terceiro ciclo de revisões tarifárias, a ANEEL utilizará o aplicativo CTR, versão 2, em substituição ao aplicativo TARDIST utilizado até o segundo ciclo de revisões tarifárias. 52. O CMC foi calculado por meio da ponderação do valor do custo marginal de expansão de cada subgrupo/grupo tarifário (obtido por meio dos custos médios) pela forma como o fluxo de potência se distribui pelas redes (obtida por meio dos fatores de proporção de fluxo) e pela forma como os consumidores do sistema de distribuição utilizam as redes da distribuidora (obtida através dos fatores de responsabilidade de potência). 53. A Responsabilidade de Potência - RP introduz a sinalização horária no cálculo do custo marginal de capacidade do consumidor-tipo. Indica a participação, por posto tarifário, de determinado consumidor-tipo na formação das demandas de ponta das redes que atendem o nível de tensão de conexão do consumidor-tipo, bem como os níveis de tensão a montante.



54. A Responsabilidade de Potência foi obtida por meio das tipologias de cargas, redes e injeções, do fator de perdas de potência e do fator de coincidência dos consumidores-tipo nas pontas das redes-tipo. 55. A Estrutura Vertical resultante dos custos marginais de capacidade deve ser corrigida para ajustar os custos relacionados aos processos comerciais. Assim, uma parcela dos custos foi rateada de forma proporcional ao número de unidades consumidoras. Adicionalmente é feito um ajuste para o mercado faturado, e a EV resulta nos valores da tabela a seguir.

Tabela 17 – Estrutura Vertical Agrupamento EV%

AT-2 2,50% AT-3 0,15% MT 32,09% BT 65,26%

vi. Tarifas de Referência

56. As Tarifas de Referência – TR refletem a relatividade para os diversos subgrupos e modalidades tarifárias e são base de cálculo das Tarifas de Aplicação, para cada um dos componentes de custo. 57. Cada componente da TUSD possui custos específicos, que são calculados como um selo, em R$/kW ou em R$/MWh, rateados de forma proporcional aos custos marginais de capacidade ou pela responsabilidade de custos de determinado subgrupo tarifário. 58. As Tarifas de Referência consideradas no cálculo da TUSD estão detalhadas no Quadro 2.

Agrupamento Definição Critério de rateio

TUSD Fio A

Custo com o uso e a conexão às instalações da Rede Básica, Rede Básica de Fronteira, e rede de

distribuição de outras concessionárias. Responsabilidade de

Custo (R$/kW)

TUSD Fio B

Remuneração dos ativos, quota de reintegração decorrente da depreciação, custos operacionais.

Custo Marginal (R$/kW)

TUSD – Perdas Não Técnicas

Correspondente ao custo das perdas não técnicas, em MWh, valorada pelo preço médio de compra.

% da receita de TUSD (R$/MWh)

TUSD – Perdas Técnicas

Custo das perdas técnicas da distribuição, em MWh, valorada pelo preço médio de compra.

Perdas do Subgrupo Tarifário (R$/MWh)

TUSD – Perdas RB / Distribuição

Custo das perdas elétricas na Rede Básica devido às perdas no sistema de distribuição

Perdas do Subgrupo Tarifário (R$/MWh)

TUSD – Encargos Custos dos Encargos Setoriais (RGR, P&D, TFSEE, ONS, CCC, CDE e PROINFA). Selo (R$/MWh)

Quadro 2 – Composição das TR da TUSD



59. Obedecendo a sequência de cálculo, as Tarifas de Referência são inicialmente calculadas segundo os critérios definidos na tabela anterior. Numa segunda etapa, estas tarifas são ajustadas segundo as modalidades tarifárias de cada subgrupo/grupo tarifário, uma vez que cada modalidade tarifária possui características específicas de tarifação de acordo com os postos tarifários e a forma de faturamento em demanda ou energia.

a) Tarifas de Referência – TUSD Fio A

60. As Tarifas de Referência TUSD FIO A determinam as relatividades entre as tarifas dos agrupamentos tarifários para recuperação dos custos incorridos pela distribuidora com o uso de ativos de propriedade de terceiros: rede básica, rede básica de fronteira, rede de outra distribuidora e conexão às instalações de transmissão e distribuição. 61. A metodologia aplicada busca definir um critério de alocação que leve em consideração a responsabilidade dos usuários na formação dos custos da TUSD FIO A, como definido no Submódulo 7.1 do PRORET, complementado pela Nota Técnica nº 311/2011-SRE/SRD/ANEEL.

62. Os dados de curvas agregadas de carga e rede, fatores de perda de potência, e proporções de fluxo para o cálculo das Tarifas de Referência TUSD FIO A, são os mesmos utilizados no cálculo das Tarifas de Referência TUSD FIO B. Na Tabela 18 são apresentados os valores dos fatores de coincidência utilizados para determinação das Tarifas de Referência TUSD FIO A.

Tabela 18 – Fatores de Coincidência

Agrupamento Fcoin PONTA Fcoin FORA PONTA AT-2 AT-3 MT BT AT-2 AT-3 MT BT

AT-2 0,86 1,00 AT-3 1,00 1,00 0,99 0,97 MT 0,92 1,00 1,00 0,99 0,73 1,00 BT 0,91 1,00 1,00 1,00 0,81 1,00 0,78 0,85

63. As Tarifas de Referência TUSD FIO A da ENERSUL, com seus respectivos componentes de custo, são mostradas na tabela a seguir.

Tabela 19 – Tarifas de Referência TUSD FIO A (R$/kW)

Agrupamento PONTA TOTAL FORA PONTA RB FR CUSD CCT RB FR CUSD CCT TOTAL

AT-2 0,80 0,67 0,00 0,86 2,33 0,32 0,30 0,00 0,73 1,34 AT-3 0,93 0,78 0,00 1,00 2,71 0,32 0,30 0,00 0,73 1,34 MT 0,82 0,69 0,43 0,89 2,83 0,31 0,29 0,10 0,70 1,40 BT 0,82 0,69 0,44 0,88 2,84 0,25 0,24 0,08 0,57 1,14

b) Tarifas de Referência – TUSD Fio B



64. Com base em todos os insumos apresentados, pode-se finalmente calcular as Tarifas de Referência TUSD FIO B, que são obtidas por agrupamento e posto tarifário de acordo com as equações definidas no Submódulo 7.1 do PRORET. 65. O mercado de referência de demanda para o Grupo A é o mercado faturado, sendo este ajustado, com base no perfil típico do agrupamento tarifário, quando não existir a segregação ponta e fora de ponta. O mercado de referência de demanda para o Grupo B baseia-se nas tipologias ajustadas ao mercado faturado. O mercado do subgrupo AS é considerado como pertencente ao agrupamento BT. Transição REN. 399/2010 66. A relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD FIO B de cada agrupamento tarifário é determinada de forma que seja alcançada, ao final do período de transição de cálculo da TUST, estabelecido na REN nº 399/2010, a meta de relação ponta / fora de ponta da Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE (FIO A + FIO B) apresentada na tabela 2 do Submódulo 7.2 do PRORET. 67. Outra condição que deve ser obedecida é de que a relação ponta/fora ponta não poderia aumentar acima dos atuais valores durante o período de transição da TUST, evitando um indesejado efeito oscilatório. 68. A Tabela 20 apresenta a evolução esperada da relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE ao longo da transição da TUST.

Tabela 20: Trajetória estimada da relação ponta fora de ponta (RPFP) da Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE

Agrupamento Atual (último reajuste) RTP

1º ano transição

TUSTfp(1/3)

2º ano transição

TUSTfp (2/3)

Final da Transição

TUST fp(3/3) Meta

AT-2 3,37 3,71 3,44 3,44 3,44 4,35 AT-3 3,00 3,33 3,22 3,22 3,22 3,65 MT 2,81 3,10 3,00 3,00 3,00 3,00 BT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,00

69. A Tabela 21 apresenta a TR TUSD FIO B.

Tabela 21 – TR TUSD FIO B Agrupamento TR TUSD FIO B (R$/kW)

Ponta Fora Ponta AT-2 17,29 3,95 AT-3 37,55 10,73 MT 39,09 12,12 BT 41,81 7,45

c) Tarifas de Referência – Perdas Técnicas



70. Os valores das Tarifas de Referência – Perdas Técnicas foram obtidos através do fator de perdas de energia. O fator de perdas de energia – fpe - aloca as perdas técnicas entre os agrupamentos tarifários de acordo com a contribuição de cada agrupamento nessas perdas. Os montantes de perdas técnicas de energia por nível e por transformação entre níveis, calculados conforme o Módulo 7 do PRODIST, foram utilizados como insumos para o cálculo do fpe. Essas Tarifas de Referência foram definidas em R$/MWh. d) Tarifas de Referência – Encargos 71. A Tarifa de Referência para a TUSD Encargos é definida como valor unitário 1, conforme definido no PRORET 7.2. e) Tarifas de Referência – Modalidades

72. As Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE, obtidas em R$/kW, foram utilizadas para o cálculo da modalidade tarifária horária azul dos subgrupos do Grupo A. Para as demais modalidades dos subgrupos do Grupo A e para o Grupo B devem ser realizados ajustes. 73. Para a modalidade horária verde, a Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE do posto ponta é convertida para R$/MWh pelo Fator de Carga (FC) de cruzamento das retas tarifárias verde e azul. 74. O valor do fator de carga de cruzamento das retas tarifárias foi definido em 0,66, valor padrão regulamentado no PRORET. 75. Para a modalidade convencional binômia do Grupo A, as Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE ponta e fora de ponta foram convertidas para uma única Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE em R$/kW com base no perfil típico de consumo da modalidade. 76. No caso da modalidade convencional monômia do Grupo B, as Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE ponta e fora de ponta foram convertidas para uma Tarifa de Referência em RS/MWh por meio do mercado de teórico de demanda, obtido das tipologias, e do mercado de referência de energia.

77. As Tarifas de Referência por subgrupo e modalidade tarifária estão detalhadas na planilha de cálculo.

78. A correlação entre os agrupamentos, adotados na construção das Tarifas de Referência e os subgrupos/modalidades que possuem Tarifas de Aplicação calculadas estão descritas no quadro a seguir.

Subgrupo/Grupo Agrupamento A2 AT-2 A3 AT-3 A3a MT A4 MT



Subgrupo/Grupo Agrupamento AS BT B BT

Modalidade (Tarifa de Referência)

Modalidade (Tarifa de Aplicação)

TLU tarifa de longa utilização na ponta Tarifa horária Azul TCU tarifa de curta utilização na ponta Tarifa horária Verde TCV tarifa convencional Tarifa convencional Binômia ou Monômia TB Tarifa horária Branca

Quadro 3 – Correlação Agrupamentos e Subgrupos/Modalidades III.4 - TARIFAS DE REFERÊNCIA - TE 79. A Tarifa de Referência para a TE Energia Comprada é definida conforme tabela abaixo.

Tabela 22 –Tarifas de Referência TE - energia elétrica comprada para revenda. Posto/Modalidade TR - TE

R$/MWh TR_ENP Energia posto ponta 1,72 TR_ENFP Energia posto fora ponta 1,00 TR_ENC Energia convencional 1,06

80. Para as funções de custo relativas à TE Transporte, TE Perdas e TE Encargos a Tarifa de Referência é definida como valor unitário 1, conforme definido no PRORET 7.2. 81. Por fim, ressalta-se que todas as Tarifas de Referência constam na guia “TR-CONSOLIDADA” da planilha PCAT. III.5 - MERCADO DE REFERÊNCIA 82. O mercado de referência compreende os montantes de energia elétrica, de demanda de potência e de uso do sistema de distribuição faturados no período de referência4 a outras concessionárias e permissionárias de distribuição, consumidores, autoprodutores e centrais geradoras que façam uso do mesmo ponto de conexão para importar ou injetar energia elétrica, bem como pelos montantes de demanda de potência contratada pelos demais geradores para uso do sistema de distribuição.

4 O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de 12 meses imediatamente anteriores ao mês da revisão tarifária periódica.



83. As planilhas disponibilizadas apresentam os valores por subgrupos, modalidades, classes e subclasses tarifárias.. III.6 - TARIFAS DE APLICAÇÃO 84. Tanto para o cálculo da Tarifa de Aplicação referente à TUSD quanto para a TE a abordagem adotada segue três passos. Primeiro se obtém a tarifa integral, posteriormente a base econômica e enfim a tarifa base financeira que será utilizada para faturar as unidades consumidoras da distribuidora. 85. Todas as tabelas com os cálculos encontram-se na planilha PCAT. i. Cálculo da TUSD e TE Integral

86. As tarifas integrais são aquelas que não possuem em sua estrutura benefícios tarifários. Nesse caso emprega-se o mercado de referência e os custos regulatórios deduzidos os valores recuperados pelos consumidores do subgrupo A1 – no que se refere aos custos dos encargos de conexão, tanto na transmissão quanto na distribuição, e rede básica –, pelas permissionárias que não passaram por revisão, pelas cooperativas não regularizadas e pelas centrais de geração – de acordo com os respectivos componentes de custo incidentes tanto na TUSD como na TE. A planilha PCAT apresenta os valores deduzidos relativos a cada grupo de consumidores acima descrito. 87. Há que ressaltar o tratamento diferenciado dado a TUSD Integral relativa à perda não técnica. Como definido no submódulo 7.3, deve-se distribuir o custo proporcionalmente à distribuição de receita referente à TUSD integral, excluindo o componente perdas não técnicas. Com este valor calcula-se o valor desta componente da TUSD na forma de um selo em R$/MWh por nível de tensão. ii. Cálculo da TUSD e TE Base econômica

88. A partir do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013, a TUSD e TE Base econômica passam a ser iguais a TUSD e TE Integral, pois os subsídios tarifários5 listados no item 5 do submódulo 7.3 serão custeados pela Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, dessa a forma a tarifa de aplicação das unidades consumidoras da CEMIG-D não são mais majoradas para subsidiar aqueles consumidores definidos no art. 1º do referido Decreto desde a publicação da Resolução Homologatória nº 1.422, de 24 de janeiro de 2013.

iii. Cálculo da TUSD e TE Base financeira

89. Por fim, as tarifas base financeira são obtidas pela multiplicação das tarifas base econômica por um fator de ajuste multiplicativo. Nesse caso, a determinação da constante é efetuada pela relação entre os custos regulatórios acrescidos dos componentes de custo financeiro e o resultado da multiplicação do valor das tarifas base econômica pelo mercado. 5 Com exceção do Autoprodutor e Produtor Independente que não pagam os encargos CCC, CDE e PROINFA, no entanto sua tarifa integral já não contempla estes custos e portanto é igual a tarifa base econômica.



90. Ressalta-se que os financeiros em termos de construção de tarifas estão sendo alocados em acordo com a natureza dos custos. Assim, dada a forma como é apurado o financeiro aplicou-se a regra vigente de segregá-los em uma parcela TUSD e outra TE, criando um novo componente na base financeira – retira-se somente o mercado de uso distribuição da contribuição por coerência ao critério vigente. III.7 - FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA 91. O Submódulo 7.1 do PRORET estabelece alguns parâmetros de flexibilização da estrutura tarifária que podem ser alterados em virtude de estudo fundamentado por parte da distribuidora. No caso da ENERSUL não foi realizada nenhuma proposição a respeito, motivo pelo qual se utilizou a estrutura tarifária padrão estabelecida no PRORET. III.8 - IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES 92. Uma vez delineado a forma de definição das Tarifas de Referência e Aplicação da ENERSUL e tendo em vista o impacto tarifário apresentado em determinados subgrupos tarifários, conforme tabela 1, faz-se necessário tecer alguns comentários a respeito dessa variação tarifária. 93. Observa-se uma significativa alteração da estrutura vertical em relação a vigente, calculada no segundo ciclo de revisão tarifária. Esta alteração foi fortemente influenciada pelos custos médios calculados para os agrupamentos de alta tensão AT-2 e AT-3, referentes aos subgrupos tarifários A2 e A3.

94. O principal motivador de um custo médio elevado para o sistema de alta tensão são as grandes extensões de rede com baixa carga associada. Como foi abordado no âmbito da AP nº 120/2010, conforme teoria microeconômica, os custos médios são considerados uma boa aproximação dos custos marginais quando estamos próximos do ponto de mínimo da curva de custo médio. Contudo, verifica-se em algumas concessões, mais precisamente em alguns subsistemas que a atual condição operativa está muito distante deste ponto, pois os custos médios ainda são muito decrescentes.

95. Por diversas razões, seja pela sua característica de investimentos discretos, seja pela característica da área de concessão, a expansão dos sistemas de distribuição muitas vezes ocorre de forma que os custos médios se distanciam do marginal. Isso é mais evidente nos sistemas de alta tensão, quando temos uma densidade de carga pequena e pouco mercado industrial na alta tensão, e nos sistemas de média tensão rural, principalmente devido ao Programa de Universalização.

96. Este é o diagnóstico empregado nos resultados encontrados para o cálculo da Estrutura Vertical da ENERSUL. Assim, durante o processo de Audiência Pública espera-se avaliar os resultados encontrados e eventualmente ajustar o cálculo, por exemplo, considerando um carregamento mais adequado das redes. Esta solução inclusive já foi empregada no cálculo de outras distribuidoras.

III.9 - TRANSIÇÃO DA APLICAÇÃO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA 97. Motivado pelos impactos detalhados no item anterior, provenientes dos aprimoramentos realizados na estrutura tarifária, poderá ser proposto período de transição que devem ser listados neste item



para acompanhamentos em processos tarifários futuros. Nessa condição, deve-se avaliar os efeitos somados da alteração da estrutura tarifária com as alterações do nível tarifário. 98. Em função dos impactos relevantes mencionados, propõe-se aplicar uma transição na alteração das relatividades entre as tarifas dos subgrupos do Grupo B a fim de atender aos princípios de modicidade e estabilidade tarifária, em consonância com os Submódulo 7.3, item 9 e Submódulo 7.1, item 14.4. A forma da transição do patamar vigente deve ser discutida em cada processo tarifário e é, portanto, objeto da Audiência Pública da revisão da ENERSUL. A proposta apresentada considera um passo inicial, de forma a mitigar o impacto que seria percebido se a convergência tarifária fosse completa. O próximo passo poderá ser dado nos processos tarifários seguintes, observando os critérios de conveniência, oportunidade e modicidade tarifária, chegando-se, então, ao patamar de realinhamento tarifário da BT apresentado no PRORET 7.3.

99. Para esta revisão tarifária, propõe-se a seguinte transição.

Tabela 24 – Relação das tarifas dos subgrupos do Grupo B com a B1 -Residencial.

Subgrupos Vigente Transição - Audiência

Pública Proposta do

Submódulo 7.3

B2 - Rural 61,98% 65,60% 70% B3 - Demais classes 98,90% 100% 100% B4a - Iluminação Pública 50,94% 54,00% 55% B4b - Iluminação Pública 55,91% 59,00% 60%

100. Adicionalmente, foi aplicada transição para todos os subgrupos do Grupo A, aplicando-se às tarifas propostas percentuais para mitigar efeitos tarifários muito expressivos. Para os subgrupos A2, A3a e A4, propõe-se uma transição de 50%, enquanto que para o subgrupo A3 a transição proposta é de 30%. 101. Diante desses procedimentos o efeito médio final por subgrupo/classe é aquele definido na Tabela 1 desta Nota Técnica. III.10 - CÁLCULO DA TUSD PARA CENTRAIS GERADORAS 102. Nos termos da regulamentação vigente, a Tarifa de Uso para Centrais Geradoras conectadas em tensão inferior a 88 kV será aquela definida no último reajuste, atualizada pelo Índice Geral de Preços de Mercado - IGP-M. 103. Já para as centrais geradoras conectadas em nível de tensão de 88 kV a 138 kV, a TUSDg será nominal e definida na revisão tarifária com base na TUSDg de referência homologada para o ciclo tarifário. Esta é atualizada pelo IGP-M, e aplicada, conforme o caso, a regra de transição e limitador tarifário, nos termos da REN nº 349/2009.

104. Deve-se ainda considerar eventuais componentes financeiros às tarifas.



105. O cálculo da TUSDg se encontra na planilha PCAT. IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 106. São fundamentos legais e infralegais:

Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, art. 15, § 6º; Lei nº 9427, de 26 de dezembro de 1996, art. 3º com redação pela Lei nº 10.848 de 15 de março de

2004; Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, Anexo I, art. 4º, inciso X; Decreto nº 4.562, de 31 de dezembro de 2002, art. 1º, §1º; Contrato de Concessão dos Serviços Públicos de Distribuição celebrado pela distribuidora; Resolução Normativa ANEEL nº 464 de 22 de novembro de 2011; Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; e Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST.

V - DA CONCLUSÃO 107. Esta Nota Técnica apresentou o processo de construção da estrutura das tarifas da ENERSUL, detalhando o cálculo das Tarifas de Referência e das Tarifas de Aplicação. 108. Cabe destacar que, nos termos do Submódulo 7.1 do PRORET, a distribuidora não solicitou, até o momento, qualquer flexibilização dos parâmetros de cálculo da estrutura tarifária. 109. Ressalta-se ainda que diante dos efeitos tarifários observados, foi aplicada uma transição na proposta de alteração das relatividades entre as tarifas dos subgrupos do Grupo B (B1, B2, B3, B4) e de todos os subgrupos do Grupo A. 110. Os valores apresentados nesta nota técnica foram calculados utilizando dados enviados pela distribuidora e outros dados de entradas definidos neste processo de revisão tarifária. Os resultados podem sofrer variações durante o processo de revisão tarifária, haja vista as contribuições recebidas em Audiência Pública e, ainda, em decorrência da alteração dos dados e dos resultados da obtenção dos custos regulatórios e de dados de entrada da estrutura tarifária.



VI - DA RECOMENDAÇÃO 111. Recomenda-se a submissão desta Nota Técnica para a Diretoria colegiada da ANEEL e posterior submissão à Audiência Pública para recebimento de contribuições dos agentes e da sociedade.

FRANCISCO DE MATTOS FAÉ

Analista Administrativo - SRE ROBSON KUHN YATSU

Especialista em Regulação - SRD

De acordo

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação Econômica – SRE

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

Documents

NT Estrutura Tarifária ENERSUL v6 23012013 VERSAO AP...19. Cabe observar que as bandeiras serão aplicadas, a título educacional no ano de 2013, não alterando a fatura dos consumidores