... RESULTADO FINAL S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E R E G U L A Ç Ã O E C O N Ô M I C A

Transcrição

1 S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E R E G U L A Ç Ã O E C O N Ô M I C A S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E R E G U L A Ç Ã O D O S S E R V I Ç O S D E D I S T R I B U I Ç Ã O Nota Técnica n.º 119/2012-SRE-SRD/ANEEL Brasília, 7 de maio de 2012 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 DAS 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 l é t r i c a B r a g a n t i n a S. A. E E B RESULTADO FINAL Agência Nacional de Energia Elétrica Superintendência de Regulação Econômica SGAN 603 / Módulo I 1.º andar CEP: Brasília (DF) Tel: Fax:

2 ÍNDICE I. OBJETIVO... 1 III. ANÁLISE... 3 III.1 Resultados... 3 III.2 DADOS DE ENTRADA... 5 III.3 TARIFAS DE REFERÊNCIA TUSD... 6 III.4 TARIFAS DE REFERÊNCIA TE III.5 MERCADO DE REFERÊNCIA AJUSTADO III.6 TARIFAS DE APLICAÇÃO III.7. FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA III.8. IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES III.9. TRANSIÇÃO DA APLICAÇÃO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA IV. FUNDAMENTO LEGAL V. CONCLUSÃO VI. RECOMENDAÇÃO CONTRIBUIÇÕES RELATIVAS À AP 7/ I Tarifa branca... 1 II Relação ponta/fora de ponta... 2

3 Nota Técnica n.º 119/2012 SRE-SRD/ANEEL Em 7 de maio de Processo n.º / e / Assunto: Cálculo da tarifa de uso do sistema de distribuição TUSD e da tarifa de energia TE da EEB relativa ao terceiro ciclo de revisões tarifárias periódicas 3CRTP das concessionárias de distribuição de energia elétrica. I. OBJETIVO Apresentar o cálculo das tarifas de referência e aplicação, provenientes da revisão tarifária da EEB 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 referências 1 : Resolução Normativa n.º 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 n.º 311/2011-SRE-SRD/ANEEL, de 17 de novembro de 2011 Proposta Geral. 2. O Contrato de Concessão n.º 12/1999, que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da EEB, estabelece o ciclo tarifário da distribuidora cuja terceira revisão tarifária periódica deve ocorrer em 10 de maio de Disponível no endereço eletrônico da ANEEL na internet:

4 (Fls. 2 da Nota Técnica n.º 119/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 7/5/2012). 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 n.º 457/2011 e n.º 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. A proposta preliminar de cálculo da estrutura tarifária, consolidada na Nota Técnica n.º 38/2012-SRE-SRD/ANEEL, foi apresentada à sociedade no âmbito da Audiência Pública n.º 7/ A citada nota técnica detalha o cálculo e a relação das informações utilizadas no cálculo preliminar e foi disponibilizada no âmbito da AP para recebimento de contribuições no período de 16/2/2012 a 16/3/ No processo de audiência pública foram recebidas duas contribuições da Distribuidora. 10. Complementarmente, após o cálculo preliminar, foi encaminhado à Distribuidora o Ofício n.º 79/2012-SRD/ANEEL, solicitando adequações nos dados. 11. A EEB respondeu ao citado ofício por meio da carta VPRE/350/2012, de 2012, por meio da qual encaminhou os dados solicitados. 12. 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. 13. 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 n.º 115/2012-SRE/ANEEL de 3 de maio de 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.

5 (Fls. 3 da Nota Técnica n.º 119/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 7/5/2012). 15. O anexo da Nota Técnica apresenta o relatório de análise das contribuições recebidas no âmbito da AP n.º 7/2012. III. ANÁLISE III.1 Resultados 16. O resultado da revisão tarifária submetido à audiência pública da EEB resultará no efeito médio a ser percebido pelos consumidores cativos, por subgrupos e classe/subclasses tarifárias, conforme tabela 1. Tabela 1 Efeito médio por subgrupo/subclasse tarifário Subgrupo/Classe Efeito Médio (%) EFEITO MÉDIO para o grupo A ( 2,3 kv) 6,90% A2 (88 kv a 138 kv) 18,96% A3a (30 kv a 44 kv) 3,63% A4 (2,4 a 25 kv) 3,60% EFEITO MÉDIO para o grupo B ( 2,3 kv) 6,74% B1 (baixa tensão residencial e baixa renda) 5,06% B2 (baixa tensão rural) 9,80% B3 (baixa tensão demais classes) 9,01% B4 (baixa tensão iluminação pública) 9,01% 17. 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 18,96% A3a (30 kv a 44 kv) Azul 3,63% Azul 4,26% A4 (2,4 a 25 kv) Verde 1,82% Convencional 7,91% 18. A tabela 3 demonstra os efeitos médios segregados em TUSD e TE por subgrupo e modalidade dos grupos A e B.

6 (Fls. 4 da Nota Técnica n.º 119/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 7/5/2012). Tabela 3 Efeito médio TUSD e TE por subgrupo tarifário e modalidade Subgrupo Modalidade Tarifa Efeito médio (%) A2 (88 kv a 138 kv) Azul TUSD 19,72% TE 18,52% A3a (30 kv a 44 kv) Azul TUSD 6,69% TE 9,70% Azul TUSD 19,18% TE 11,85% A4 (2,4 a 25 kv) Verde TUSD 16,48% TE 11,85% Convencional TUSD 23,53% TE 10,11% B1 (< 2,3 kv residencial) Convencional TUSD 0,82% TE 11,61% B2 (< 2,3 kv rural) Convencional TUSD 5,35% TE 16,69% B3 (< 2,3 kv demais classes) Convencional TUSD 4,59% TE 15,85% B4 (< 2,3 kv iluminação pública) Convencional TUSD 4,61% TE 15,84% 19. 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 786,13 105,36% B1 (< 2,3 kv residencial) Intermediário 382,81 588,68 53,78% Fora de ponta 391,23 2,20% B2 (< 2,3 kv rural) B3 (< 2,3 kv demais classes) Ponta 486,46 105,35% Intermediário 236,89 364,28 53,78% Fora de ponta 242,09 2,20% Ponta 770,41 105,36% Intermediário 375,16 576,91 53,78% Fora de ponta 383,41 2,20%

7 (Fls. 5 da Nota Técnica n.º 119/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 7/5/2012). 20. 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. 21. 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 0,00 15,00 30, 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 23. Para obtenção dos resultados apresentados anteriormente foram utilizados os seguintes dados de entrada: Tabela 6 Resumo dos dados utilizados no processo Tipo Detalhe Origem Processo utilizado Mercado Faturado (demanda e Tarifas de referência e SAMP energia) tarifas de aplicação Cálculo de Tarifas de Medido (energia) perdas/distribuidora 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 Proporção de fluxo Diagrama de fluxo Tarifas de Distribuidora simplificado referência/custo médio Taxa média de perda para potência média Custos regulatórios Fator de perdas de potência Cálculo de perdas Tarifas de referência Discriminada por componente de custo Revisão tarifária definição do nível tarifário Tarifas de referência e de aplicação 24. Com base nessas informações inicia-se o processo de construção das tarifas de referência e de aplicação.

8 (Fls. 6 da Nota Técnica n.º 119/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 7/5/2012). III.3 TARIFAS DE REFERÊNCIA TUSD i. Cálculo dos custos médios 25. 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. 26. O detalhamento do cálculo dos custos médios está descrito na Nota Técnica n.º 311/2011- SRE/SRD-ANEEL e reproduzido na planilha disponibilizada. 27. 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. 28. As tabelas 7 e 8 listam os dados dos ativos físicos dos módulos de equipamentos/obras e seus respectivos custos unitários médios. Subgrupo/grupo ou relação de transformação Redes/linhas Tabela 7 Ativos Transformadores Capacidade instalada Bays de linha km unidades MVA unidades AT-2 71, ,00 AT MT 4.833, ,00 BT 1.607, MT/BT ,00 341,93 - AT-2/MT - 11,00 277,50 - AT-3/MT

9 (Fls. 7 da Nota Técnica n.º 119/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 7/5/2012). Subgrupo/grupo ou relação de transformação Redes/linhas Tabela 8 Custos unitários 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 Urbano Rural AT , ,81 AT MT , , , ,63 BT , , MT/BT , ,09 66,88 109, AT-2/MT ,06 - AT-3/MT 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 9 Fluxo de Demanda AT e AT/MT Subgrupo/grupo ou relação de Demanda transformação MW Inj. AT-2 157,89 Inj. MT 7,44 AT-2/MT 113, 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. 31. 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.

10 (Fls. 8 da Nota Técnica n.º 119/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 7/5/2012). Tabela 10 Energia anual total, fator de sazonalidade Subgrupo/Grupo Energia total Fator de Fator de carga que transita sazonalidade médio MWh/ano MT MT rural ,71 1,0812 0,7108 MT urbano ,52 BT BT rural ,03 1,0358 0,4442 BT urbano ,66 0, Os resultados dos custos médios por agrupamentos estão indicados na tabela 11. Tabela 11 Custos Médios Agrupamento Custo Médio R$/kW AT-2 30,18 MT 256,87 BT 230,20 ii. Cálculo da proporção de fluxo 33. 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 n.º 311/2011-SRE/SRD/ANEEL detalha a construção do diagrama unifilar simplificado de fluxo de potência. 34. A tabela 12 apresenta os valores de proporção de fluxo total (proporção de fluxo direta mais proporção de fluxo indireta) entre os subgrupos tarifários calculados para a EEB. Tabela 12 Proporção de fluxo total 2 Agrupamento A2 A3 MT BT AT-2 1,00 AT-3 0,00 0,00 MT 0,94 0,00 1,00 BT 0,94 0,00 1,00 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 os subgrupos B e AS) como B, devido a limitações no aplicativo.

11 (Fls. 9 da Nota Técnica n.º 119/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 7/5/2012). iii. Tipologias de cargas e redes 35. As tipologias representam o comportamento dos consumidores e o carregamento das redes da distribuidora em análise. 36. A EEB 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. 37. Como parte do processo, as tipologias encaminhadas pela concessionária foram ajustadas ao mercado de referência dos respectivos agrupamentos Os agregados das tipologias de carga por agrupamento já ajustados ao mercado estão apresentados nas figuras 1 a 4 abaixo, que correspondem aos dados da tabela 13. Tabela 13 Consumidores-tipo agregados (valores em MW) Hora Posto AT-2 AT-3 MT BT TOTAL 00:00 01: ,91 0,00 35,35 30,67 107,92 01:00 02: ,19 0,00 34,43 26,91 99,52 02:00 03: ,72 0,00 33,62 25,72 93,07 03:00 04: ,64 0,00 33,63 27,57 94,85 04:00 05: ,16 0,00 34,35 25,59 98,10 05:00 06: ,13 0,00 34,81 27,16 99,11 06:00 07: ,08 0,00 38,15 31,51 108,74 07:00 08: ,63 0,00 47,22 36,23 120,08 08:00 09: ,28 0,00 52,31 43,05 132,64 09:00 10: ,99 0,00 52,18 43,78 131,94 10:00 11: ,76 0,00 53,76 48,25 140,77 11:00 12: ,15 0,00 50,52 46,20 134,87 12:00 13: ,16 0,00 48,34 46,44 134,95 13:00 14: ,97 0,00 50,53 44,10 132,59 14:00 15: ,60 0,00 51,65 45,06 134,32 15:00 16: ,64 0,00 52,79 48,81 142,23 16:00 17: ,71 0,00 52,65 50,51 142,87 17:00 18: ,60 0,00 45,75 65,40 152,75 18:00 19: ,85 0,00 32,04 94,01 162,90 19:00 20: ,87 0,00 29,26 93,00 150,13 20:00 21: ,77 0,00 28,43 72,63 128,83 21:00 22: ,32 0,00 38,23 61,64 127,20 22:00 23: ,85 0,00 37,39 52,91 128,15 23:00 00: ,01 0,00 36,58 38,73 118,32 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.

12 (Fls. 10 da Nota Técnica n.º 119/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 7/5/2012). Figura 1 Consumidor-tipo AT-2 agregado Figura 2 Consumidor-tipo MT agregado Figura 3 Consumidor-tipo BT agregado Figura 4 Agregado consumidores-tipo Definição dos postos tarifários ponta, fora de ponta e intermediário 39. Os custos marginais de capacidade foram calculados para os postos tarifários ponta e fora de ponta, definidos na REN n.º 414/2010: 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. 40. A EEB informou que o horário de ponta praticado atualmente é das 18h às 21h para o período fora do horário de verão e solicitou que fosse mantido, motivado pelo carregamento de seu sistema elétrico. 41. A análise dos agregados de consumidores-tipo obtidos pela distribuidora por meio de campanha de medição e ilustrados anteriormente mostra que o horário de ponta proposto pela Distribuidora não está coerente com as curvas de carga agregada de seu sistema elétrico, para o período fora do horário de verão. Da análise da figura 4, depreende-se que há um deslocamento entre o horário de ponta para fins comerciais e o horário de máxima solicitação do sistema, sugerindo que o intervalo das 17h às 20h seria mais adequado para o período de ponta.

13 (Fls. 11 da Nota Técnica n.º 119/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 7/5/2012). Tabela 15 Postos tarifários Posto Ponta Durante horário Fora do horário de verão de verão Início 18h 18h Fim 21h 21h 42. Quanto ao posto intermediário, aplicável somente à modalidade tarifária horária branca do grupo B, a Distribuidora apresentou propostas, que não foram aceitas. 43. As informações apresentadas pela distribuidora não justificam a duração estendida do período intermediário. Pelo contrário, a proposta exigiria uma modulação excessiva por parte dos consumidores e resultaria na inviabilização da tarifa branca, divergindo dos objetivos do período intermediário. 44. Conforme regulamentação em vigor, o Kz deve ser fixado em 0,55 para o grupo B, não havendo possibilidade de flexibilização. No entanto, no âmbito da AP n.º 29/2012 está sendo proposta a definição de um Kz específico para cada subgrupo tarifário da Distribuidora. Os resultados dessa audiência pública surtirão efeitos para a distribuidora e seus consumidores no decorrer do 3CRTP. iv. Fatores de perdas de potência 45. 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. 46. 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. 47. A tabela 15 lista os valores dos fatores de perdas de potência calculados. v. Estrutura vertical Tabela 15 Fatores de perdas de potência para demanda média Agrupamento AT-2 MT BT AT-2 0,01 MT 0,02 0,01 BT 0,04 0,03 0, 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.

14 (Fls. 12 da Nota Técnica n.º 119/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 7/5/2012). 49. 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. 50. 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. 51. 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). 52. 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. 53. 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-tipos. 54. 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 16 Estrutura vertical Agrupamento EV% AT-2 1,26% MT 23,66% BT 75,08% vi. Tarifas de referência 55. 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. 56. 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.

15 (Fls. 13 da Nota Técnica n.º 119/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 7/5/2012). 57. As tarifas de referência consideradas no cálculo da TUSD estão detalhadas na tabela 17. Tabela 17 Composição das TR da TUSD Agrupamento Definição Critério de rateio Custo com o uso e a conexão às instalações da TUSD fio A Responsabilidade de rede básica, rede básica de fronteira, e rede de custo (R$/kW) distribuição de outras concessionárias. TUSD fio B Remuneração dos ativos, quota de reintegração Custo marginal TUSD perdas não técnicas TUSD perdas técnicas TUSD perdas RB/distribuição TUSD encargos decorrente da depreciação, custos operacionais. Correspondente ao custo das perdas não técnicas, em MWh, valorada pelo preço médio de compra. Custo das perdas técnicas da distribuição, em MWh, valorada pelo preço médio de compra. Custo das perdas elétricas na rede básica devido às perdas no sistema de distribuição Custos dos encargos setoriais (RGR, P&D, TFSEE, ONS, CCC, CDE e PROINFA). (R$/kW) % da receita de TUSD (R$/MWh) Perdas do subgrupo tarifário (R$/MWh) Perdas do subgrupo tarifário (R$/MWh) Selo (R$/MWh) 58. 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 59. 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. 60. 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 n.º 311/2011-SRE-SRD/ANEEL. 61. 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 18 Fatores de coincidência Agrupamento Fcoin ponta Fcoin fora de ponta AT-2 AT-3 MT BT AT-2 AT-3 MT BT AT-2 1,00 0,64 MT 1,00-1,00 0,71-0,85 BT 1,00-1,00 0,99 0,94-1,00 0,94

16 (Fls. 14 da Nota Técnica n.º 119/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 7/5/2012). 62. As tarifas de referência TUSD fio A da EEB, com seus respectivos componentes de custo, são mostradas na tabela a seguir. Tabela 19 Tarifas de referência TUSD fio A (R$/kW) Agrupamento Ponta Fora de ponta RB FR CUSD CCT TOTAL RB FR CUSD CCT TOTAL AT-2 4,08 3,09 5,24 0,15 12,56 1,04 0,79 1,34 0,04 3,20 MT 3,52 2,66 4,24 0,18 10,60 1,36 1,03 1,64 0,07 4,09 BT 4,58 3,45 5,98 0,15 14,15 0,91 0,70 1,14 0,11 2,86 b) Tarifas de referência TUSD fio B 63. 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. 64. 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 n.º 399/ 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 definido na REN n.º 399/2010, a meta da relação ponta/fora ponta para a tarifa de referência TUSD transporte. As metas estão apresentadas na tabela 2 do submódulo 7.2 do PRORET. 66. 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. 67. No que tange às relações ponta/fora ponta da TUSD transporte, a EEB solicitou uma alteração com o objetivo de atingir a meta pré-estabelecida para o final do ciclo tarifário. A proposta foi aceita, mas conforme observado pela distribuidora, a aplicação da transição solicitada só é factível com alterações na relação ponta/fora de ponta dos custos que compõem a TUSD fio A. 68. A tabela 20 apresenta a evolução da relação ponta/fora de ponta das tarifas de referência TUSD transporte. Tabela 20 Trajetória da relação ponta fora de ponta (RPFP) da tarifa de referência TUSD transporte Agrupamento Atual 1.º reajuste 2.º reajuste 3.º reajuste RTP (último reajuste) pós-revisão pós-revisão pós-revisão Meta AT-2 4,10 4,16 4,23 4,29 4,35 4,35 MT 3,26 3,20 3,13 3,07 3,00 3,00

17 (Fls. 15 da Nota Técnica n.º 119/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 7/5/2012). 69. Desse modo, a referida flexibilização implica no descasamento entre os custos que compõem a fio A e as suas respectivas receitas, que são faturadas por meio do mercado da distribuidora. Em resumo, a sinalização ponta/fora ponta da TUSD fio A percebida pela Distribuidora será diferente da sinalização percebida pelos consumidores da mesma distribuidora. 70. Convém destacar que a flexibilização de determinados parâmetros da estrutura tarifária está prevista no submódulo 7.1 do PRORET, e os riscos decorrentes dessa opção são de responsabilidade da distribuidora que apresenta a proposta. 71. Com relação à operacionalização do cálculo, as tarifas de referência serão definidas ex ante para todo o ciclo tarifário. As metas de relação ponta/fora ponta pré-estabelecidas para a TUSD transporte são alcançadas ao longo do ciclo tarifário por meio de uma trajetória gradual de 25% ao ano, aplicada a cada reajuste tarifário. 72. A relação ponta/fora ponta da TUSD fio B é mantida constante ao longo do ciclo tarifário, seguindo a mesma sistemática definida no PRORET. Conforme destacado pela distribuidora no seu pleito, a alteração da relação ponta/ fora ponta da TUSD fio B não é suficiente para o alcance das metas préestabelecidas, assim faz-se necessário à alteração das relações ponta/fora ponta da TUSD fio A, sendo esta a variável que permite o alcance da meta ao final do 3.º ciclo de revisões tarifárias. 73. A tabela 21 apresenta a TR TUSD fio B. c) Tarifas de referência perdas técnicas Tabela 21 TR TUSD fio B da Distribuidora Agrupamento TR TUSD FIO B (R$/kW) Ponta Fora de ponta AT-2 1,70 0,17 MT 17,03 4,73 BT 32,40 3, Os valores das tarifas de referência perdas técnicas foram obtidos através do fator de perdas de energia. O fator de perdas de energia fpe aloca as perdas técnicas entre os agrupamentos tarifários de acordo com a contribuição de cada agrupamento nessas perdas. Os montantes de perdas técnicas de energia por nível e por transformação entre níveis, calculados conforme o módulo 7 do PRODIST, foram utilizados como insumos para o cálculo do fpe. Essas tarifas de referência foram definidas em R$/MWh e estão apresentadas no Anexo I. d) Tarifas de referência encargos 75. A tarifa de referência para a TUSD encargos é definida como valor unitário 1, conforme definido no PRORET 7.2.

18 (Fls. 16 da Nota Técnica n.º 119/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 7/5/2012). e) Tarifas de referência modalidades 76. As tarifas de referência TUSD transporte, obtidas em R$/kW, foram utilizadas para o cálculo da modalidade tarifária horária azul dos subgrupos do grupo A. Para as demais modalidades dos subgrupos do grupo A e para o grupo B devem ser realizados ajustes. 77. Para a modalidade horária verde, a tarifa de referência TUSD transporte do posto ponta é convertida para R$/MWh pelo fator de carga FC de cruzamento das retas tarifárias verde e azul. 78. O valor do fator de carga de cruzamento das retas tarifárias foi definido em 0,66, valor padrão regulamentado no PRORET. 79. 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$/kW com base no perfil típico de consumo da modalidade. 80. No caso da modalidade convencional monômia do grupo B, as tarifas de referência TUSD transporte ponta e fora de ponta foram convertidas para uma tarifa de referência em R$/MWh por meio do mercado de teórico de demanda, obtido das tipologias, e do mercado de referência de energia. 81. O Anexo I apresenta as tarifas de referência por subgrupo e modalidade tarifária. 82. A correlação entre os agrupamentos, adotados na construção das tarifas de referência e os subgrupos/modalidades que possuem tarifas de aplicação calculadas obedece à tabela a seguir. Tabela 22 Correlação entre agrupamentos e subgrupos/modalidades Subgrupo/Grupo Agrupamento A2 AT-2 A3 AT-3 A3a MT A4 MT AS BT B BT Modalidade (Tarifa de referência) TLU tarifa de longa utilização na ponta TCU tarifa de curta utilização na ponta TCV tarifa convencional TB Modalidade (Tarifa de aplicação) Tarifa horária azul Tarifa horária verde Tarifa convencional binômia ou monômia Tarifa horária branca III.4 TARIFAS DE REFERÊNCIA TE 83. A tarifa de referência para a TE energia comprada é definida conforme tabela abaixo:

19 (Fls. 17 da Nota Técnica n.º 119/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 7/5/2012). Tabela 23 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 de ponta 1,00 TR_ENC Energia convencional 1, 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 Por fim, ressalta-se que todas as tarifas de referência constam nas guias TR_CONSOLIDADA e TR_TE da planilha PCAT. III.5 MERCADO DE REFERÊNCIA AJUSTADO 86. Antes de se detalhar o cálculo da tarifa de aplicação, faz-se necessário tecer comentários quanto ao mercado de referência. 87. 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 referência 4 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. 88. 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. (01) Onde: MRA: mercado de referência ajustado; MR: mercado de referência; e DESC%: desconto percentual médio. 89. As planilhas disponibilizadas apresentam os valores por subgrupos, modalides, 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. 4 O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de 12 meses imediatamente anteriores ao mês da revisão tarifária periódica.

20 (Fls. 18 da Nota Técnica n.º 119/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 7/5/2012). III.6 TARIFAS DE APLICAÇÃO 90. 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 de base financeira que será utilizada para faturar as unidades consumidoras da Distribuidora. 91. Todas as tabelas com os cálculos encontram-se na planilha PCAT. i. Cálculo da TUSD e TE integral 92. 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. 93. 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 de base econômica 94. Como definido no submódulo 7.3 as tarifas TUSD e TE de base econômica são obtidas pela multiplicação das tarifas de 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 de base financeira 95. 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 96. A partir do 3CRTP, ocorre a mudança entre os métodos de construção de tarifa no que tange aos subsídios tarifários. A partir de agora estes passam a ser internalizados na própria estrutura tarifária. Porém, ocorre o acerto entre o realizado e o previsto no período anterior ao da revisão que resultará em um componente financeiro.

21 (Fls. 19 da Nota Técnica n.º 119/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 7/5/2012). 97. 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 98. O submódulo 7.1 do PRORET estabelece que alguns parâmetros da estrutura tarifária podem ser flexibilizados, desde que os estudos sejam fundamentados por parte da distribuidora. No caso da EEB, foram solicitadas as seguintes alterações: na tarifa branca (constante Kz e extensão do período intermediário) e alterações nas relações ponta/fora de ponta da TUSD transporte. 99. Dessas alterações, apenas a alteração das relações ponta/fora ponta da TUSD transporte foram acatadas. A análise da alteração na tarifa branca está na seção Definição dos postos tarifários ponta, fora de ponta e intermediário, já a análise das relações ponta/fora ponta estão detalhadas na seção Transição REN n.º 399/2010. III.8. IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES 100. Uma vez delineado a forma de definição das tarifas de referência e aplicação da EEB 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 A elevação tarifária percebida pelos subgrupos B, em relação ao B1 residencial, deve-se à alteração da forma de cálculo das tarifas dessas subclasses, conforme publicado no submódulo 7.3 do PRORET. O mesmo submódulo dispõe, ainda, que o ajuste nos níveis tarifários da baixa tensão em relação à tarifa residencial será aplicada a todas as concessionárias do País Adicionalmente, foi identificada uma particularidade no mercado de alta tensão da distribuidora. Devido à significativa participação de consumidores com geração própria (biomassa), os mercados de demanda e energia possuem comportamento divergente, com uma baixa energia associada à demanda faturada. Essa particularidade provoca uma forte redução na responsabilização desses consumidores no carregamento das redes de alta tensão (A2 e A3), resultando em componentes TUSD fio B consideravelmente reduzidas. III.9. TRANSIÇÃO DA APLICAÇÃO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA 103. 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, devem-se avaliar os efeitos somados da alteração da estrutura tarifária com as alterações do nível tarifário.

22 (Fls. 20 da Nota Técnica n.º 119/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 7/5/2012) 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 o submódulo 7.1, item 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 Para esta revisão tarifária, estabelece-se a seguinte transição: Tabela 24 Relação das tarifas dos subgrupos B com a B1 residencial Vigente Transição Audiência Pública Proposta do Submódulo 7.3 B2 rural 59% 62% 70% B3 demais classes 94% 98% 100% B4a iluminação pública 49% 51% 55% B4b iluminação pública 53% 55% 60% 106. Diante desses procedimentos, o efeito médio final por subgrupo/classe é aquele definido na tabela 1 desta nota técnica. IV. FUNDAMENTO LEGAL 107. São fundamentos legais e infralegais: Lei n.º 9.074, de 7 de julho de 1995, art. 15, 6.º; Lei n.º 9427, de 26 de dezembro de 1996, art. 3.º com redação pela Lei n.º de 15 de março de 2004; Decreto n.º 2.335, de 6 de outubro de 1997, Anexo I, art. 4.º, inciso X; Decreto n.º 4.562, de 31 de dezembro de 2002, art. 1.º, 1.º; contrato de concessão dos serviços públicos de distribuição celebrado pela Distribuidora; Resolução Normativa n.º 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 108. Esta nota técnica apresentou o processo de construção da estrutura das tarifas da EEB, detalhando o cálculo das tarifas de referência e das tarifas de aplicação.

23 (Fls. 21 da Nota Técnica n.º 119/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 7/5/2012) Os valores apresentados nesta nota técnica foram calculados utilizando dados enviados pela distribuidora e outros dados de entradas definidos neste processo de revisão tarifária Cabe destacar que, nos termos da regulamentação vigente do submódulo 7.1 do PRORET, a distribuidora solicitou a flexibilização de alguns parâmetros, sendo eles: mudança no Kz, alteração da duração do período intermediário e da relação ponta/fora ponta da TUSD transporte. Dentre estes pleitos, apenas o referente à alteração da relação ponta/fora de ponta foi acatado 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). VI. RECOMENDAÇÃO 112. Recomenda-se a submissão desta nota técnica para a Diretoria Colegiada da ANEEL para aprovação da tarifa de uso do sistema de distribuição TUSD e da tarifa de energia TE da EEB relativas ao terceiro ciclo de revisões tarifárias periódicas. Daniel Klug Nogueira Especialista em Regulação SRE José Marcelo Bandeira Filho Especialista em Regulação SRD Márcio Andrey Roselli Especialista em Regulação SRE Diego Luís Brancher 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

24 ANEXO I TARIFAS DE REFERÊNCIA TUSD GRUPO FIO A FIO B PERDAS ENCARGOS AGRUPAMENTO MODALIDADE POSTO UN. PERDAS PERDAS RB/ RB FR CCT CCD CUSD DIS. TÉCNICAS PERDAS D TLU DP R$/kW 4,02 3,04 0,15 0,00 5,22 1,70 0,00 0,00 A2 A4 TLU DFP R$/kW 1,04 0,79 0,04 0,00 1,35 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$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,15 1,15 TLU DP R$/kW 3,34 2,53 0,18 0,00 4,32 17,03 0,00 0,00 TLU DFP R$/kW 1,23 0,93 0,07 0,00 1,60 4,73 0,00 0,00 TCU EP R$/MWh 80,28 60,75 4,33 0,00 104,00 409,56 0,00 0,00 TCV D R$/kW 2,40 2,75 0,20 0,00 4,71 17,00 0,00 0,00 TRP E R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,31 4,31 1,00 TB EP R$/MWh 44,43 33,57 1,99 0,00 57,74 292,69 14,16 14,16 1,00 B TB EINT R$/MWh 26,66 20,14 1,19 0,00 34,65 175,62 14,16 14,16 1,00 TB EFP R$/MWh 8,89 6,71 0,40 0,00 11,55 58,54 14,16 14,16 1,00 TCV E R$/MWh 16,16 12,21 0,72 0,00 21,00 106,43 14,16 14,16 1,00 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 de ponta EINT: energia posto intermediário 1,00 1,00 1,00

25 ANEXO II RELATÓRIO DE ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES ESTRUTURA TARIFÁRIA O presente anexo apresenta as respostas e esclarecimentos da ANEEL referentes às contribuições recebidas na AP 7/2012 relativa à estrutura tarifária da EEB. As contribuições estão apresentadas sob a forma de extratos retirados dos textos integrais apresentados na citada audiência pública com o objetivo de apresentar sucintamente a mensagem principal do autor da contribuição. Cabe ressaltar que a contribuição em sua forma integral pode ser acessada no endereço no link Audiências/Consultas/Fórum. Ao início de cada comentário é identificado seu autor. As contribuições estão agregadas por temas. Para cada tema, são apresentadas todas as contribuições que o abordaram. A resposta da SRE e da SRD será única por tema, e buscará contemplar todos os pontos levantados pelas contribuições de forma direta ou indireta, explicitando, quando for o caso, sobre sua incorporação ou não na decisão final. É importante ressaltar que boa parte das contribuições foi respondida, direta ou indiretamente, no corpo da nota técnica. CONTRIBUIÇÕES RELATIVAS À AP 7/2012 I Tarifa branca Contribuição da EEB A EEB propõe que: - A duração do período intermediário da Tarifa Branca seja igual a 9hs anteriores ao horário de ponta, ou seja, sua ocorrência se daria das 09h às 18h; - Definição do Kz = 0,52. - Relação P/FP = 5 (padrão ANEEL) - Relação I/FP = 3 (padrão ANEEL). Resposta das Superintendências da ANEEL As informações apresentadas pela Distribuidora não justificam a duração estendida do período intermediário. Pelo contrário, a proposta exigiria uma modulação excessiva por parte dos consumidores e resultaria na inviabilização da tarifa branca, divergindo dos objetivos do período intermediário. Conforme regulamentação em vigor, o Kz deve ser fixado em 0,55 para grupo o B, não havendo possibilidade de flexibilização. No entanto, no âmbito da AP n.º 29/2012, está sendo proposta a definição de um kz específico para cada subgrupo tarifário da distribuidora. Os resultados dessa audiência pública surtirão efeitos para a Distribuidora e seus consumidores no decorrer do 3CRTP.

26 (Fl. 2 do Anexo II da Nota Técnica n.º 119/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 7/5/2012). II Relação ponta/fora de ponta Contribuição da EEB A EEB propõe que a relação Ponta/Fora de Ponta (RPFP) para seus consumidores do Grupo A seja estabelecida diretamente sobre a TUSD Transporte, conforme a trajetória apresentada no quadro abaixo. A transição da referida RPFP foi construída com base na redução gradual de 25% a cada ano da diferença entre a RPFP atual e a meta proposta pela ANEEL. Resposta das Superintendências da ANEEL A proposta foi aceita. Como observado pela distribuidora, a aplicação da transição solicitada só é factível com alterações na relação ponta/fora ponta dos custos que compõem a TUSD fio A. Detalhes sobre a operacionalização da transição são fornecidos no corpo desta nota técnica. Obs: As citações de concordância com a proposta da ANEEL não foram tabuladas no presente relatório. Os comentários gerais, que não foram apresentados como contribuição, ou extrapolam a discussão da AP não foram respondidos.