SUPERINTENDÊNCIA DE
REGULAÇÃO ECONÔMICA
SUPERINTENDÊNCIA DE
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS
DE DISTRIBUIÇÃO
Nota Técnica nº 116/2012-SRE-SRD/ANEEL
Brasília, 04 de maio de 2012
TERCEIRO CICLO DE REVISÕES
TARIFÁRIAS DAS CONCESSIONÁRIAS DE
DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
...................................... ......
ESTRUTURA TARIFÁRIA
Elektro Eletricidade e Serviços
ELEKTRO
S/A -
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. OBJETIVO .................................................................................................................................................................................. 1
III. ANÁLISE ................................................................................................................................................................................... 3
III.1 RESULTADOS .................................................................................................................................................................... 3
III.2 DADOS DE ENTRADA ........................................................................................................................................................ 6
III.3 TARIFAS DE REFERÊNCIA - TUSD.................................................................................................................................... 7
III.4 TARIFAS DE REFERÊNCIA - TE....................................................................................................................................... 18
III.5 MERCADO DE REFERÊNCIA AJUSTADO ........................................................................................................................ 18
III.6 TARIFAS DE APLICAÇÃO................................................................................................................................................. 19
III.7. FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA ................................................................................ 20
III.8. IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES ......................................................................................................................... 21
III.9. TRANSIÇÃO DA APLICAÇÃO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA ............................................................................................ 22
III.10. CÁLCULO DA TUSD PARA CENTRAIS GERADORAS ................................................................................................... 23
IV. FUNDAMENTO LEGAL ........................................................................................................................................................... 23
V. CONCLUSÃO .......................................................................................................................................................................... 23
VI. RECOMENDAÇÃO ................................................................................................................................................................. 25
Nota Técnica no 116/2012–SRE-SRD/ANEEL
Em 04 de maio de 2012.
Processo
n.º
48500.003383/2011-24
48500.000094/2011-73
e
Assunto: Cálculo da Tarifa de Uso do Sistema de
Distribuição – TUSD e da Tarifa de Energia – TE da
ELEKTRO relativa ao Terceiro Ciclo de Revisões
Tarifárias Periódicas - 3CRTP das concessionárias
de distribuição de energia elétrica.
I. OBJETIVO
Submeter à Audiência Pública - AP a proposta de definição das Tarifas de Referência e
Aplicação, provenientes da revisão tarifária da ELEKTRO relativa 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 187/98, que regula a exploração dos serviços públicos de
distribuição de energia elétrica na área de concessão da ELEKTRO, estabelece o ciclo tarifário da ELEKTRO
cuja terceira revisão tarifária periódica deve ocorrer em 27/08/2011.
1
Disponível no endereço eletrônico da ANEEL na internet: http://www.aneel.gov.br/cedoc/bren2011464.pdf
(Fls. 2 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
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.
Devido à extensão das discussões relativas às metodologias para o 3CRTP, não houve
tempo hábil para se proceder a revisão tarifária da ELEKTRO na data definida. De acordo com a disciplina
estabelecida pela Resolução Normativa nº 433/2011, que veio a ser substituída pela Resolução Normativa nº
471/2011, as tarifas vigentes em 27/08/2011 foram prorrogadas, não tendo o consumidor percebido qualquer
movimentação tarifária naquela oportunidade.
6.
O cálculo da revisão tarifária da ELEKTRO manterá a data-base de 27/08/2011. A variação
de receita decorrente da diferença entre as tarifas efetivamente aplicadas no período de vigência da revisão
tarifária e as definidas na homologação dos resultados definitivos, sobre o mercado de referência do reajuste
tarifário seguinte, será considerada como componente financeiro nos reajustes seguintes sendo, portanto, a
postergação da revisão tarifária neutra para concessionária e consumidores.
7.
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 concessionárias e
permissionárias de energia elétrica.
8.
Complementarmente, o Módulo 6 do PRODIST define e detalha o fluxo de parte das
informações necessárias para o cálculo da estrutura tarifária.
9.
Com base no arcabouço regulatório, os ofícios nº 03/2011-SRD/ANEEL, de 10 de janeiro de
2011, e nº 02/2011-SRE/ANEEL, de 17 de janeiro de 2012, orientaram a forma de envio dos dados pela
ELEKTRO.
10.
Por meio das correspondências CT/R/080/2011, CT/R/089/2011, CT/R/135/2011 e
CT/R/172/2011 a ELEKTRO encaminhou os dados solicitados no Ofício nº 03/2011-SRD/ANEEL e pela
correspondência CT/R/055/2012 encaminhou os dados solicitados no Ofício nº 02/2012.
11.
A Resolução Normativa nº 464 de 22 de novembro de 2011 aprovou o Módulo 7 dos
Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, que trata da estrutura tarifária das concessionárias de
distribuição.
12.
Em 07 de dezembro de 2011, por meio do Ofício nº 299/2011, foram solicitados novamente
os dados referentes à Campanha de Medidas, Perdas de Energia, Custos Médios e consumidores A1, já
contemplando as mudanças da metodologia.
13.
A ELEKTRO protocolou os dados na ANEEL por meio das correspondências:
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 3 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
 Dados da Campanha de Medidas, Custo Médio e Consumidores A1: CT/R/048/2012,
CT/R/076/2012 e CT/R/090/2012; e
 Proposta de Flexibilização: CT/R/048/2012 e CT/R/096/2012.
14.
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.
15.
Na análise dos dados verificou-se que os custos unitários médios informados pela ELEKTRO
não foram calculados conforme o regulamentado no Módulo 6 do PRODIST e orientações constantes no
Ofício nº 299/2011. Portanto, esses dados deverão ser corrigidos durante o processo de Audiência Pública.
16.
Os demais dados, como os custos regulatórios considerados na construção das tarifas são
resultados do processo de definição do nível tarifário cujo processo e resultados estão detalhados na Nota
Técnica nº 109/2012-SRE/ANEEL de 02 de maio de 2012.
17.
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. ANÁLISE
III.1 RESULTADOS
18.
O resultado da revisão tarifária submetido à Audiência Pública da ELEKTRO resultará no
efeito médio a ser percebido por subgrupo tarifário, conforme tabela 1.
Tabela 1 – Efeito médio por Subgrupo Tarifário
Efeito Médio
Subgrupo/Classe
(%)
EFEITO MÉDIO PARA o Grupo A ( 2,3 kV)
-6,93%
A2 (88 kV a 138 kV)
-17,76%
A3 (69 kV)
-8,34%
A3a (30 kV a 44 kV)
-2,13%
A4 (2,4 a 25 kV)
-3,00%
EFEITO MÉDIO PARA o Grupo B (≤ 2,3 kV)
-5,67%
B1 (Baixa Tensão – Residencial e Baixa Renda)
-7,78%
B2 (Baixa Tensão - Rural)
-2,04%
B3 (Baixa Tensão – Demais Classes)
-1,86%
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 4 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
Subgrupo/Classe
B4 (Baixa Tensão – Iluminação Pública)
Efeito Médio
(%)
-3,80%
19.
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 por Subgrupo Tarifário e Modalidade do Grupo A
Subgrupo
Modalidade
Efeito Médio (%)
A2 (88 kV a 138 kV)
Azul
-22,04%
A3 (69 kV)
Azul
-27,22%
Azul
-3,00%
A3a (30 kV a 44 kV)
Verde
-1,03%
Convencional
-5,09%
Azul
-1,61%
A4 (2,4 a 25 kV)
Verde
-2,46%
Convencional
-5,97%
20.
A tabela 3 demonstra os efeitos médios segregados em TUSD e TE por subgrupo e
modalidade dos Grupos A e B.
Tabela 3 – Efeito Médio TUSD e TE por Subgrupo Tarifário e Modalidade
Tarifa Efeito Médio
Subgrupo
Modalidade
(%)
TUSD
-27,90%
A2 (88 kV a 138 kV)
Azul
TE
-1,36%
TUSD
-37,14%
A3 (69 kV)
Azul
TE
2,85%
TUSD
-4,02%
Azul
TE
-2,25%
TUSD
3,29%
A3a (30 kV a 44 kV)
Verde
TE
-2,25%
TUSD
-7,00%
Convencional
TE
-2,03%
TUSD
-2,28%
Azul
TE
-1,38%
TUSD
-3,79%
A4 (2,4 a 25 kV)
Verde
TE
-1,38%
TUSD
-8,26%
Convencional
TE
-2,03%
TUSD
-10,50%
B1 (< 2,3 kV - Residencial)
Convencional
TE
-2,03%
B2 (< 2,3 kV - Rural)
Convencional
TUSD
-4,92%
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 5 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
Subgrupo
Modalidade
B3 (< 2,3 kV – Demais
Classes)
B4 (< 2,3 kV – Iluminação
Pública)
Convencional
Convencional
Tarifa
TE
TUSD
TE
TUSD
TE
Efeito Médio
(%)
4,08%
-4,74%
4,27%
-6,63%
2,22%
21.
A tabela 4 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 4 – Valores das Tarifas por modalidade - Grupo B
Tarifa
Convencional Branca
Variação
R$/MWh
R$/MWh
%
Ponta
337,50
640,35
89,73%
337,50
407,09
20,62%
B1 (< 2,3 kV - Residencial) Intermediário
Fora Ponta
337,50
241,37
-28,48%
Ponta
211,14
439,12
107,98%
B2 (< 2,3 kV - Rural)
B3 (< 2,3 kV – Demais
Classes)
Intermediário
211,14
277,79
31,57%
Fora Ponta
211,14
158,70
-24,84%
Ponta
337,50
778,48
130,66%
Intermediário
337,50
489,97
45,18%
Fora Ponta
337,50
268,99
-20,30%
22.
A tabela 5 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.
23.
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 5 – Valores das Bandeiras Tarifárias
Valor da Bandeira (R$/MWh)
Verde
Amarela
Vermelha
0
15,00
30,00
24.
Distribuição.
A tabela 6 demonstra os efeitos médios da TUSD para as modalidades Geração e
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 6 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
Tabela 6 – Efeito Médio da TUSD para Modalidade Geração e Distribuição
Efeito Médio
Modalidade
(%)
Geração
17,53%
A2 (88 kV a 138 kV)
17,69%
A3 (69 kV)
13,38%
A3a (30 kV a 44 kV)
13,38%
A4 (2,4 a 25 kV)
13,38%
Distribuição
-17,23%
A4 (2,4 a 25 kV)
-17,23%
25.
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
26.
Para obtenção dos resultados apresentados anteriormente foram utilizados os seguintes
dados de entrada:
Tipo
Mercado
Ativo Físico
Curvas de Carga
Fluxo de potência
Taxa Média de Perda
para potência média
Custos Regulatórios
Tabela 7 – Resumo dos dados utilizados no processo
Detalhe
Origem
Processo utilizado
Faturado (Demanda e
SAMP
Tarifas de Referência e
Energia)
Tarifas de Aplicação
Cálculo de
Tarifas de
Medido (Energia)
Perdas/ELEKTRO
Referência/Custo Médio
Quantidade
ELEKTRO
Custo Médio
Custo
ELEKTRO/ANEEL
Custo Médio
ELEKTRO
Tarifas de
Campanha de Medidas
Referência/Custo Médio
Diagrama de fluxo
ELEKTRO
Tarifas de
simplificado
Referência/Custo Médio
Cálculo de perdas
Tarifas de Referência
Fator de perdas de potência
Discriminada por
componente de custo
Revisão Tarifária –
Definição do nível
tarifário
Tarifas de Referência e
de Aplicação
27.
Com base nessas informações inicia-se o processo de construção das Tarifas de Referência
e de Aplicação.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 7 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
III.3 TARIFAS DE REFERÊNCIA - TUSD
i.
Cálculo dos Custos Médios
28.
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.
29.
O detalhamento do cálculo dos custos médios está descrito na Nota Técnica nº 311/2011SRE/SRD-ANEEL e reproduzido na planilha disponibilizada.
30.
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.
31.
As tabelas 8 e 9 listam os dados dos ativos físicos dos módulos de equipamentos/obras e
seus respectivos custos unitários médios.
Subgrupo/Grupo
ou Relação de
Transformação
AT-2
AT-3
MT
BT
MT/BT
AT-2/MT
AT-3/MT
Tabela 8 – Ativos
Transformadores Capacidade
Redes/Linhas
instalada
km
711,18
675,01
80.895,94
22.452,60
quantidade
MVA
156.246,00
176,00
40,00
4.696,75
3.780,80
278,63
Bays de linha
quantidade
3,00
7,00
679,00
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 8 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
Subgrupo/Grupo
ou Relação de
Transformação
AT-2
AT-3
MT
BT
MT/BT
AT-2/MT
AT-3/MT
Tabela 9 – Custos unitários
Capacidade
instalada
Redes/Linhas
Transformadores
Bays
de linha
Bays
de
Conexão
de trafo
R$/bay
R$/km
R$/posto
R$/kVA
R$/bay
Urbano
Rural
Urbano Rural Urbano Rural
568.310,00
814.015,54 890.779,80
121.017,00
640.368,10 682.215,16
585,55 44.565,42
263.006,19 862.205,61
28.272,79 41.047,38
3.138,56 5.085,61 80,37 149,91
313,88
559,03
32.
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
Inj. AT-2
Inj. AT-3
Inj. MT
AT-2/AT-3
AT-2/MT
AT-3/AT-2
AT-3/MT
MT/AT-2
MT/AT-3
Demanda
MW
2183,83
21,33
66,64
110,25
1851,57
0,00
131,58
0,00
0,00
33.
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.
34.
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.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 9 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
Tabela 11 – Energia anual total, fator de sazonalidade
Energia total
Fator de
Fator de carga
Subgrupo/Grupo
que transita
sazonalidade
médio
MWh.ano
MT
MT rural
2.789.489,20
1,0638
0,7659
MT urbano
10.026.828,10
BT
BT rural
942.116,08
1,0061
0,4664
BT urbano
5.632.800,04
0,4251
35.
ii.
Os resultados dos custos médios por agrupamentos estão indicados na tabela 12.
Tabela 12 – Custos Médios
Agrupamento
Custo Médio
R$/kW
AT-2
31,55
AT-3
124,42
MT
456,58
BT
185,80
Cálculo da Proporção de Fluxo
36.
A proporção de fluxo é obtida do diagrama unifilar simplificado do fluxo de potência do
sistema elétrico da ELEKTRO. Este foi construído com base nas medições das fronteiras da rede da
ELEKTRO no momento de carga máxima do sistema (injeções), fornecida pela ELEKTRO 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.
37.
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 ELEKTRO.
Agrupamento
AT-2
AT-3
MT
BT
Tabela 13 – Proporção de Fluxo Total2
A2
A3
MT
1,00
0,84
1,00
0,96
0,06
1,00
0,96
0,06
1,00
BT
1,00
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.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 10 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
iii.
Tipologias de cargas e redes
38.
As tipologias representam o comportamento dos consumidores e o carregamento das redes
da ELEKTRO em análise.
39.
A ELEKTRO 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 ELEKTRO detalha a definição
das tipologias.
40.
Como parte do processo, as tipologias encaminhadas pela concessionária foram ajustadas
ao mercado de referência dos respectivos agrupamentos3.
41.
Os agregados das tipologias de carga por agrupamento já ajustados ao mercado estão
apresentados nas Figuras 1 a 5 abaixo, que correspondem aos dados da tabela 14.
Tabela 14 – Consumidores Tipo – Agregados (valores em MW)
Hora
Posto AT-2 AT-3 MT BT
TOTAL
00:30
01:30
02:30
03:30
04:30
05:30
06:30
07:30
08:30
09:30
10:30
11:30
12:30
13:30
14:30
15:30
16:30
17:30
18:30
19:30
20:30
21:30
22:30
23:30
01:29
02:29
03:29
04:29
05:29
06:29
07:29
08:29
09:29
10:29
11:29
12:29
13:29
14:29
15:29
16:29
17:29
18:29
19:29
20:29
21:29
22:29
23:29
00:29
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
441,13
437,32
428,24
441,00
447,89
451,44
450,09
454,28
457,83
455,77
454,89
455,96
452,84
461,15
458,76
460,41
430,03
337,24
324,84
327,81
375,01
428,26
435,74
437,68
0,06
0,06
0,06
0,06
0,05
0,06
0,06
0,10
0,12
0,13
0,13
0,12
0,12
0,13
0,14
0,14
0,14
0,13
0,12
0,12
0,11
0,07
0,06
0,06
510,84
503,97
498,87
505,71
517,99
547,27
614,31
724,51
774,30
795,49
766,42
702,17
745,60
793,23
792,33
775,96
699,23
506,84
479,35
460,30
519,58
537,44
530,87
514,78
495,30
460,12
437,54
432,97
446,62
497,61
510,45
596,31
692,26
728,63
768,15
739,11
721,25
748,13
761,33
788,42
938,90
1.413,89
1.610,44
1.301,42
1.022,40
846,93
724,18
606,46
1.447,33
1.401,47
1.364,71
1.379,73
1.412,55
1.496,38
1.574,91
1.775,20
1.924,51
1.980,01
1.989,60
1.897,36
1.919,81
2.002,64
2.012,56
2.024,94
2.068,30
2.258,10
2.414,75
2.089,66
1.917,10
1.812,69
1.690,84
1.558,97
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.
3
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 11 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
Figura 1 – Consumidor-tipo AT-2 - Agregado
Figura 2 – Consumidor-tipo AT-3 - Agregado
Figura 3 – Consumidor-tipo MT – Agregado
Figura 4 – Consumidor-tipo BT – Agregado
Figura 4 – Agregado Consumidores-tipo
Definição dos postos tarifários ponta, fora ponta e intermediário
42.
Os custos marginais de capacidade foram calculados para os postos tarifários ponta e fora
ponta, definidos na REN nº 414/10:
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 12 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).

Horário de ponta: período composto por 3 (três) horas diárias consecutivas definidas pela ELEKTRO,
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.
43.
A ELEKTRO apresentou proposta para manutenção de horário de ponta atual, que é das
17h30 às 20h29, sob a justificativa de que é nesse período que ocorre a demanda máxima de seu sistema
nos dias em que existe a sinalização tarifária. A distribuidora não se manifestou sobre o comportamento de
sua carga e não solicitou qualquer alteração na definição do horário de ponta durante o período do horário de
verão.
44.
A análise dos agregados de consumidores-tipo obtidos pela distribuidora através de
campanha de medição, realizada de abril a agosto de 2010, e ilustrados anteriormente mostra que o horário
de ponta proposto pela distribuidora está coerente com as curvas de carga agregada de seu sistema elétrico,
para o período fora do horário de verão. Ainda, a partir do agregado dos consumidores-tipo, é observado que
poderia ocorrer um deslocamento em até 1 hora do posto tarifário ponta, para início às 16h30. Contudo,
diante do pleito da distribuidora, propõe-se manter o horário de ponta das 17h30 às 20h29, tanto no período
fora do horário de verão quanto no período em que vigora o horário de verão, conforme tabela a seguir.
Tabela 15 – postos tarifários
Durante horário Fora do horário
Posto Ponta
de verão
de verão
Início
17h30
17h30
Fim
20h29
20h29
45.
Ainda, no que se refere ao horário de ponta, e nos termos do § 2º do Art. 59 da Resolução
Normativa nº 414/2010, a ELEKTRO propõe a aplicação de horários de ponta diferenciados para os
consumidores do Grupo A da subestação Agrolim que atende aos municípios de Itapeva e Itaberá. Segundo a
distribuidora, a medida promoveria a melhoria na qualidade da energia, a diminuição das solicitações térmicas
dos transformadores, diminuição das perdas técnicas, a melhoria na satisfação dos clientes, dentre outros
benefícios. A ANEEL considerou satisfatórios os estudos e as justificativas apresentados pela distribuidora e
não oferece óbice à implementação da proposta, desde que anuído pelos consumidores afetados. Ressaltase que, para os consumidores do Grupo B, atendidos pela subestação Agrolim, o horário de ponta, para fins
de aplicação da modalidade tarifária branca, será aquele definido na tabela 15.
46.
Quanto à definição do posto intermediário, aplicável somente à modalidade tarifária horária
Branca do Grupo B, a distribuidora apresentou duas propostas. Na primeira o horário intermediário seria 4h
anteriores e 2h posteriores ao horário de ponta, ou seja, sua ocorrência se daria das 13h30 às 17h29, e das
20h30 às 22h29. A segunda proposta segue o padrão estabelecido no PRORET e prevê a ocorrência do
posto intermediário 1h antes e 1h depois do posto ponta, ou seja, das 16h30 às 17h29, e das 20h30 às
21h29.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 13 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
47.
A extensão do horário intermediário durante 6h diárias, tal como sugerido na primeira
proposta apresentada pela ELEKTRO, combinada com os valores sugeridos para os outros parâmetros que
definem a tarifa branca, teria como efeito a inviabilização da migração de consumidores para essa
modalidade tarifária. Portanto, propõe-se a ocorrência do posto intermediário das 16h30 às 17h29, e das
20h30 às 21h29.
iv.
Fatores de Perdas de Potência
48.
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.
49.
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.
50.
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
AT-2
0,00
AT-3
0,00
0,00
MT
0,05
0,05
0,05
BT
0,08
0,07
0,07
v.
BT
0,00
Estrutura Vertical
51.
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 TUSDFIO B, referente aos custos de Parcela B da receita requerida de distribuição.
52.
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.
53.
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.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 14 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
54.
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 ELEKTRO (obtida através dos fatores de responsabilidade de
potência).
55.
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.
56.
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.
57.
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
0,97%
AT-3
0,00%
MT
27,50%
BT
71,53%
vi.
Tarifas de Referência
58.
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.
59.
Cada componente da TUSD possui custos específicos, que são calculados como um selo,
em R$/kW ou em R$/MWh, rateados de forma proporcional aos custos marginais de capacidade ou pela
responsabilidade de custos de determinado subgrupo tarifário.
60.
As Tarifas de Referência consideradas no cálculo da TUSD estão detalhadas na tabela 18.
Tabela 18 – Composição das TR da TUSD
Agrupamento
TUSD Fio A
Definição
Critério de rateio
Custo com o uso e a conexão às instalações da
Rede Básica, Rede Básica de Fronteira, e rede de
distribuição de outras concessionárias.
Responsabilidade de
Custo (R$/kW)
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 15 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
Agrupamento
Definição
Critério de rateio
TUSD Fio B
Remuneração dos ativos, quota de reintegração
decorrente da depreciação, custos operacionais.
Correspondente ao custo das perdas não técnicas,
em MWh, valorada pelo preço médio de compra.
Custo das perdas técnicas da distribuição, em
MWh, valorada pelo preço médio de compra.
Custo das perdas elétricas na Rede Básica devido
às perdas no sistema de distribuição
Custos dos Encargos Setoriais (RGR, P&D,
TFSEE, ONS, CCC, CDE e PROINFA).
Custo Marginal
(R$/kW)
% da receita de
TUSD (R$/MWh)
Perdas do Subgrupo
Tarifário (R$/MWh)
Perdas do Subgrupo
Tarifário (R$/MWh)
TUSD – Perdas Não
Técnicas
TUSD – Perdas
Técnicas
TUSD – Perdas RB /
Distribuição
TUSD – Encargos
Selo (R$/MWh)
61.
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
62.
As Tarifas de Referência TUSD FIO A determinam as relatividades entre as tarifas dos
agrupamentos tarifários para recuperação dos custos incorridos pela ELEKTRO com o uso de ativos de
propriedade de terceiros: rede básica, rede básica de fronteira, rede de outra ELEKTRO e conexão às
instalações de transmissão e distribuição.
63.
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.
64.
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 19 são apresentados os valores dos fatores de coincidência
utilizados para determinação das Tarifas de Referência TUSD FIO A.
Tabela 19 – Fatores de Coincidência
Agrupamento
Fcoin PONTA
AT-2 AT-3 MT BT
Fcoin FORA PONTA
AT-2 AT-3 MT BT
AT-2
AT-3
MT
BT
0,96
0,93 0,93
0,95 0,95 0,95
1,00 1,00 1,00 1,00
0,81
0,73 0,73
0,65 0,65 0,65
1,00 1,00 1,00 1,00
65.
As Tarifas de Referência TUSD FIO A da ELEKTRO, com seus respectivos componentes de
custo, são mostradas na tabela a seguir.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 16 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
Tabela 20 – Tarifas de Referência TUSD FIO A (R$/kW)
Agrupamento
PONTA
FR CUSD CCT TOTAL RB
RB
AT-2
AT-3
MT
BT
b)
5,59
5,06
5,69
6,15
3,98
3,72
4,06
4,38
0,27
0,22
0,55
0,59
FORA PONTA
FR CUSD CCT TOTAL
0,42 10,26 1,03 0,73 0,04
0,98 9,97 0,90 0,67 0,03
0,63 10,92 0,85 0,61 0,09
0,69 11,81 1,34 0,95 0,14
0,29
0,62
0,36
0,56
2,07
2,22
1,91
2,99
Tarifas de Referência – TUSD Fio B
66.
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.
67.
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
68.
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.
69.
Outro ponto a ser observado é que, durante o período de transição da TUST, a relação
ponta/fora ponta não atinja valores acima dos atuais, evitando-se assim, um indesejado efeito oscilatório.
70.
A tabela 21 apresenta a evolução da relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência
TUSD TRANSPORTE da ELEKTRO ao longo da transição da TUST.
Tabela 21: Trajetória da relação ponta fora de ponta (RPFP)
da Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE
71.
Agrupamento
Atual
(último reajuste)
RTP
AT-2
AT-3
MT
7,42
5,74
4,19
5,33
5,96
4,70
1º ano
2º ano
transição
transição
TUSTfp(1/3) TUSTfp (2/3)
5,33
5,96
4,70
2,49
3,51
3,71
Final da
Transição
TUST fp(3/3)
Meta
1,38
2,31
3,00
4,35
3,65
3,00
A tabela 22 apresenta a TR TUSD FIO B.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 17 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
Tabela 22 – TR TUSD FIO B da ELEKTRO
Agrupamento
TR TUSD FIO B (R$/kW)
Ponta
Fora Ponta
AT-2
AT-3
MT
BT
c)
1,67
8,09
24,66
31,82
0,17
0,81
5,66
3,18
Tarifas de Referência – Perdas Técnicas
72.
Os valores das Tarifas de Referência – Perdas Técnicas foram obtidos através do fator de
perdas de energia. O fator de perdas de energia – fpe - aloca as perdas técnicas entre os agrupamentos
tarifários de acordo com a contribuição de cada agrupamento nessas perdas. Os montantes de perdas
técnicas de energia por nível e por transformação entre níveis, calculados conforme o Módulo 7 do PRODIST,
foram utilizados como insumos para o cálculo do fpe. Essas Tarifas de Referência foram definidas em
R$/MWh e estão apresentadas no Anexo I.
d)
Tarifas de Referência – Encargos
73.
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
74.
As Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE, obtidas em R$/kW, foram utilizadas para o
cálculo da modalidade tarifária horária azul dos subgrupos do Grupo A. Para as demais modalidades dos
subgrupos do Grupo A e para o Grupo B devem ser realizados ajustes.
75.
Para a modalidade horária verde, a Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE do posto
ponta é convertida para R$/MWh pelo Fator de Carga (FC) de cruzamento das retas tarifárias verde e azul.
76.
O valor do fator de carga de cruzamento das retas tarifárias foi definido em 0,66, valor padrão
regulamentado no PRORET.
77.
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$/kW com base no perfil típico de consumo da modalidade.
78.
No caso da modalidade convencional monômia do Grupo B, as Tarifas de Referência TUSD
TRANSPORTE ponta e fora de ponta foram convertidas para uma Tarifa de Referência em RS/MWh por meio
do mercado de teórico de demanda, obtido das tipologias, e do mercado de referência de energia.
79.
O Anexo I apresenta as Tarifas de Referência por subgrupo e modalidade tarifária.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 18 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
80.
A correlação entre os agrupamentos, adotados na construção das Tarifas de Referência e os
subgrupos/modalidades que possuem Tarifas de Aplicação calculadas obedece a tabela a seguir.
Tabela 23 – Correlação Agrupamentos e Subgrupos/Modalidades
Subgrupo/Grupo Agrupamento
A2
A3
A3a
A4
AS
B
AT-2
AT-3
MT
MT
BT
BT
Modalidade
(Tarifa de Referência)
Modalidade
(Tarifa de Aplicação)
TLU tarifa de longa utilização na ponta
TCU tarifa de curta utilização na ponta
TCV tarifa convencional
TB
Tarifa horária Azul
Tarifa horária Verde
Tarifa convencional Binômia ou Monômia
Tarifa horária Branca
III.4 TARIFAS DE REFERÊNCIA - TE
81.
A Tarifa de Referência para a TE Energia Comprada é definida conforme tabela abaixo:
Tabela 24 –Tarifas de Referência TE - energia elétrica comprada para revenda.
Posto/Modalidade
TR_ENP
TR_ENFP
TR_ENC
Energia posto ponta
Energia posto fora ponta
Energia convencional
TR - TE
R$/MWh
1,72
1,00
1,06
82.
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.
83.
Por fim, ressalta-se que todas as Tarifas de Referência constam na guia “TR TUSD” da
planilha PCAT.
III.5 MERCADO DE REFERÊNCIA AJUSTADO
84.
Antes de se detalhar o cálculo da Tarifa de Aplicação, faz-se necessário tecer comentários
quanto ao mercado de referência.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 19 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
85.
Como definido no PRORET - Submódulo 7.3, para obtenção das Tarifas de Aplicação é
necessário determinar o valor do mercado de referência ajustado. 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.
86.
Por sua vez, o mercado de referência deve ser ajustado para efetuar a compensação dos
benefícios tarifários - subsídios e descontos previstos em atos normativos e legais. Este é obtido pelo produto
do mercado de referência pelo complementar do desconto, conforme expressão abaixo.
MRA = MR ∗ (1 − DESC%)
(03)
Onde:
MRA: Mercado de Referência Ajustado; e
MR: Mercado de Referência; e
DESC%: Desconto percentual Médio.
87.
As planilhas disponibilizadas apresentam os valores por subgrupos, modalidades, classes e
subclasses tarifárias. Ressalta-se ainda que nessa abertura do mercado, caso a empresa receba recursos
oriundos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, em função do benefício da Tarifa Social de
Energia Elétrica, o mercado residencial sofre outro ajuste complementar.
III.6 TARIFAS DE APLICAÇÃO
88.
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 ELEKTRO.
89.
i.
Todas as tabelas com os cálculos encontram-se na planilha PCAT.
Cálculo da TUSD e TE Integral
90.
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.
O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de 12 meses imediatamente anteriores ao mês da
revisão tarifária periódica.
4
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 20 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
91.
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
92.
Como definido no submódulo 7.3 as tarifas TUSD e TE base econômica são obtidas pela
multiplicação das tarifas base integral por um fator de ajuste multiplicativo. Nesse caso, a determinação da
constante é efetuada pela relação entre os custos regulatórios e o resultado da multiplicação do valor da tarifa
integral - incluindo geradores, A1, cooperativas e Distribuidoras – pelo mercado ajustado. De fato, a diferença
desta para a anterior é a compensação dos benefícios tarifários concedidos em atos normativos e legais.
iii. Cálculo da TUSD e TE Base financeira
93.
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 ajustado.
a)
Ajuste do Último Ano dos Financeiros de Subsídios
94.
A partir da 3CRTP ocorre a mudança entre os métodos de construção de tarifa no que tange
aos subsídios tarifários, notadamente no componente chamado de previsão. A partir de agora esta passa a
ser feita na estrutura tarifária. Porém, ocorre o acerto entre o realizado e o previsto no período anterior ao da
revisão que resultará em um componente financeiro.
95.
Ainda, o financeiro dos subsídios é obtido pela fiscalização da ANEEL e se trata de um
montante fechado, ou seja, o valor total associado a determinado benefício. 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. Ambos são determinados a partir da segregação do subsídio
(parcelas TUSD e TE) da nova estrutura e alocados como percentual - relação subsídio TUSD sobre custo
recuperado TUSD e relação subsídio TE sobre custo recuperado TE.
III.7. FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA
96.
No Submódulo 7.1 do PRORET é prevista a possibilidade de alteração de alguns parâmetros
da estrutura tarifária em virtude de estudo fundamentado apresentado pela distribuidora. Neste contexto, os
estudos da ELEKTRO tiveram como foco principal o ajuste dos parâmetros que caracterizam modalidade
tarifária branca do Grupo B, tema sobre o qual a distribuidora apresentou duas propostas.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 21 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
97.
Na primeira proposta, a ELEKTRO sugere a ocorrência do horário intermediário 4h anteriores
e 2h posteriores ao horário de ponta, bem como a fixação do parâmetro kz em 0,58 para todos os subgrupos
tarifários (B1, B2 e B3). Alternativamente, na segunda proposta, a distribuidora sugere a definição de um kz
específico para cada subgrupo tarifário, propondo os valores de 0,59, 0,76 e 0,86 para subgrupos B1, B2 e
B3, respectivamente. Nesta proposta, os demais parâmetros da tarifa branca seriam mantidos iguais aos
valores da proposta padrão da ANEEL, definida no Submódulo 7.1 do PRORET.
98.
As informações apresentadas pela distribuidora não justificam a duração estendida do horário
intermediário. Com efeito, tal proposta exigiria uma modulação excessiva por parte dos consumidores e
resultaria na inviabilização da tarifa branca. Dessa forma, propõe-se que a duração do horário intermediário
seja das 16h30 às 17h29, e das 20h30 às 21h29, ou seja, uma hora antes e uma hora depois do horário de
ponta.
99.
No que se refere ao parâmetro kz, a regulamentação em vigor estabelece a sua fixação em
0,55, não prevendo qualquer possibilidade de alteração. Entretanto, na AP nº 29/2012, está sendo proposta a
definição de um kz específico para cada subgrupo tarifário da distribuidora, em linha com a proposta
alternativa apresentada pela distribuidora. Dessa forma, os resultados da referida Audiência Pública surtirão
efeitos quando da apresentação da proposta final da estrutura tarifária da ELEKTRO.
Energia Adicional de Verão
100.
Outra proposta apresentada pela ELEKTRO, referente à sua estrutura tarifária, é a inclusão
de uma nova modalidade tarifária direcionada aos clientes horossazonais verdes. De forma sucinta, a
distribuidora propõe que sejam homologadas tarifas opcionais para um mercado adicional de ponta que
ocorre durante os meses em que incide o horário de verão. A possibilidade da inclusão dessa nova
modalidade tarifária será objeto de análise ao longo do processo de revisão da ELEKTRO.
III.8. IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES
101.
Uma vez delineado a forma de definição das Tarifas de Referência e Aplicação da ELEKTRO
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.
102.
Os Subgrupos B2 e B3 irão sentir uma queda menor devido à alteração da forma de cálculo
da tarifa da classe rural baixa tensão e demais classes que, a partir da publicação do Submódulo 7.3 do
PRORET, passa a ter como meta 70% e 100% da tarifa do consumidor residencial respectivamente. Com o
objetivo de mitigar um maior impacto na classe rural baixa tensão está sendo considerado o percentual de
62,56% da tarifa residencial B1 ao invés dos 58,90% que vigoravam anteriormente, essa alteração representa
um terço em direção à meta de 70%. Em relação ao B3 –Demais classes está sendo considerado a meta final
de 100% da tarifa do consumidor residencial. O mesmo submódulo dispõe, ainda, que a equalização da tarifa
do B2 em 70% da tarifa residencial será aplicada à classe Rural baixa tensão em todas as concessionárias do
país. A forma da transição do patamar vigente para o de 70% deve ser discutida em cada processo tarifário e
é, portanto, objeto da Audiência Pública da revisão da ELEKTRO.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 22 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
103.
Outro ponto a considerar é a menor variação na tarifa dos consumidores conectados no nível
de tensão A3a. Isso se deve ao fato da aglutinação dos custos médios desse subgrupo ao A4. Até então, o
subgrupo A3a era calculado separadamente considerando o Custo Marginal Médio Brasil de 2002 e não por
empresa como se faz agora.
104.
Ainda, foram encontradas inconsistências nos dados encaminhados pela ELEKTRO relativos
aos dados para cálculo dos custos médios. Tendo em vista que a qualidade dos dados influencia
sobremaneira os resultados, a ELEKTRO deverá corrigir as inconsistências no decorrer do processo tarifário.
III.9. TRANSIÇÃO DA APLICAÇÃO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA
105.
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.
106.
Para a ELEKTRO, diante dos resultados demonstrados na tabela 1 e das avaliações trazidas
nesta Nota Técnica se verifica a necessidade de instituição de uma regra de transição.
107.
Para a ELEKTRO, conforme mencionado no item III.8, ocorreu impacto significativo no
subgrupo tarifário A3a. Assim, considerou-se uma transição para o subgrupo A3a, conforme previsto no
PRORET 7.3, alocando somente 75% da receita de TUSD Transporte que este subgrupo tarifário deveria
arcar, de forma a apresentar o impacto tarifário suavizado, conforme mostra a tabela 1.
108.
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 ELEKTRO. 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.
109.
Para esta revisão tarifária, propõe-se a seguinte transição:
Tabela 25 – Relação das tarifas dos subgrupos do Grupo B com a B1 -Residencial.
Vigente
B2 - Rural
B3 - Demais classes
B4a - Iluminação Pública
58,90%
93,96%
48%
Transição Proposta do
Audiência
Submódulo 7.3
Pública
62,56%
100%
50,57%
70%
100%
55%
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 23 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
B4b - Iluminação Pública
53%
55,38%
60%
110.
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
111.
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.
112.
Já para as centrais geradoras conectadas em nível de tensão de 88 kV a 138 kV, a TUSDg
será nominal definida na revisão tarifária da ELEKTRO com base na TUSDg de referência do ciclo tarifário,
atualizada pelo IGP-M, nos termos da REN nº 349/2009. Existe ainda a necessidade de se avaliar eventuais
ajustes nos termos do art. 3º-A da citada Resolução.
113.
Destaca-se ainda que incidirão eventuais componentes financeiros às tarifas definidas
conforme os parágrafos anteriores.
IV. FUNDAMENTO LEGAL
São fundamentos legais e infralegais:
114.

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 ELEKTRO;

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. CONCLUSÃO
115.
Esta nota técnica apresentou o processo de construção da estrutura das tarifas da
ELEKTRO, detalhando o cálculo das Tarifas de Referência e das Tarifas de Aplicação.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 24 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
116.
Cabe destacar que, nos termos da regulamentação vigente no Submódulo 7.1 do PRORET, a
ELEKTRO apresentou propostas para adequações de alguns parâmetros que caracterizam a modalidade
tarifária branca, quais sejam, a duração do posto intermediário e o valor do parâmetro kz. Com relação ao
posto intermediário, as áreas técnicas da ANEEL propõem que ele seja mantido conforme proposta padrão do
PRORET, ou seja, 1h antes e 1h depois do posto ponta.
117.
No que se refere ao parâmetro kz, a regulamentação vigente não permite qualquer alteração
em seu valor. No entanto, na AP nº 29/2012, ora em período de recebimento de contribuições, está sendo
proposta a definição de um kz específico para cada subgrupo tarifário da distribuidora (B1, B2 e B3). Os
resultados dessa Audiência Pública surtirão efeitos quando da apresentação da proposta final da estrutura
tarifária da ELEKTRO.
118.
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 e nas tarifas de TUSD
transporte do Subgrupo A3a.
119.
Os valores apresentados nesta nota técnica foram calculados utilizando dados enviados pela
ELEKTRO 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.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Fls. 25 da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
VI. RECOMENDAÇÃO
120.
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.
ADRIANO ALMEIDA TRINDADE
Analista Administrativo - SRE
MARCELO SILVA CASTRO
Especialista em Regulação - SRD
De acordo
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Regulação Econômica
CARLOS ALBERTO CALIXTO MATTAR
Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
(Anexo I da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012)
ANEXO I – TARIFAS DE REFERÊNCIA TUSD
FIO A
GRUPO AGRUPAMENTO
A1
A2
MODALIDADE
POSTO
FIO B
PERDAS
ENCARGOS
UN.
RB
FR
CCT
CCD
CUSD
DIS.
PERDAS
TÉCNICAS
PERDAS RB/
PERDAS D
TRP
E
R$/MWh
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
TLU
DP
R$/kW
5,59
3,98
0,42
0,00
0,27
1,67
0,00
0,00
TLU
DFP
R$/kW
1,03
0,73
0,29
0,00
0,04
0,17
0,00
0,00
TCU
EP
R$/MWh
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
TCV
D
R$/kW
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
TRP
E
R$/MWh
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,08
0,08
TLU
DP
R$/kW
5,06
3,72
0,98
0,00
0,22
8,09
0,00
0,00
TLU
DFP
R$/kW
0,90
0,67
0,62
0,00
0,03
0,81
0,00
0,00
TCU
EP
R$/MWh
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
TCV
D
R$/kW
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
TRP
E
R$/MWh
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
5,13
5,13
TLU
DP
R$/kW
5,69
4,06
0,63
0,00
0,55
24,66
0,00
0,00
TLU
DFP
R$/kW
0,85
0,61
0,36
0,00
0,09
5,66
0,00
0,00
TCU
EP
R$/MWh
136,73
97,54
15,24
0,00
13,20
593,05
0,00
0,00
TCV
D
R$/kW
4,95
3,53
0,81
0,00
0,49
23,42
0,00
0,00
TRP
E
R$/MWh
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
5,73
5,73
1,00
1,00
1,00
A
A3
A4
1,00
1,00
1,00
1,00
(Fls. 2 do Anexo I da Nota Técnica no 116/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 04/05/2012).
AS
TLU
DP
R$/kW
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
TLU
DFP
R$/kW
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
TCU
EP
R$/MWh
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
TCV
D
R$/kW
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
TRP
E
R$/MWh
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
1,00
TB
EP
R$/MWh
63,16
45,03
9,70
0,00
6,18
302,48
11,99
11,99
1,00
TB
EINT
R$/MWh
37,89
27,02
5,82
0,00
3,71
181,49
11,99
11,99
1,00
TB
EFP
R$/MWh
12,63
9,01
1,94
0,00
1,24
60,50
11,99
11,99
1,00
TCV
E
R$/MWh
22,97
16,37
3,53
0,00
2,25
109,99
11,99
11,99
1,00
1,00
B
TCU: Tarifa de Curta Utilização
TLU: Tarifa de Longa Utilização
TCV: Tarifa Convencional
TB: Tarifa Branca
TRP: Tarifa de Referência de Perdas
DP: Demanda de Ponta
DFP: Demanda Fora de Ponta
D: Demanda
E: Energia
EP: Energia do Posto Ponta
EFP: Energia do Posto Fora Ponta
EINT: Energia Posto Intermediário
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.