DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO. Nota Técnica nº 360/2010-SRE-SRD/ANEEL Brasília, 06 de Dezembro de P R O P O S T A G E R A L D O P R O J E T O

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1 S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E R EG U L AÇÃ O ECONÔMICA S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E R EG U L AÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO Nota Técnica nº 360/2010-SRE-SRD/ANEEL Brasília, 06 de Dezembro de 2010 E S T R U T U R A T A R I F Á R I A P A R A O S E R V I Ç O 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 P R O P O S T A G E R A L D O P R O J E T O AUDIÊNCIAPÚBLICA Agência Nacional de Energia Elétrica Superintendência de Regulação Econômica SGAN 603 / Módulo J 1º andar CEP: Brasília DF Tel: Fax:

2 Índice I. DO OBJETIVO...3 II. DOS FATOS...3 III. DA ANÁLISE...5 III.1. DIAGNÓSTICO ATUAL...5 III.2. PREMISSAS E DESENHO DO PROJETO DE APERFEIÇOAMENTO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA...6 III.3. PROPOSTA GERAL DE ALTERAÇÃO METODOLÓGICA DA ESTRUTURA TARIFÁRIA...9 III.3.1. Estrutura Vertical...10 III.3.2. Custo Marginal de Expansão...11 III.3.3. Proporção de Fluxo...12 III.3.4. Fator de Perdas de Potência...12 III.3.5. Modalidades e Postos Tarifários para Alta Tensão...12 II Postos tarifários...13 III Subgrupos tarifários...14 III Modalidades tarifárias...14 III.3.6. Estrutura Tarifária para Baixa Tensão...17 II Modalidade Tarifária Branca...17 III Ajuste entre os subgrupos tarifários...18 III.3.7. Componentes de Custos e Construção das Tarifas de Referência e de Aplicação...21 III Componentes de Custo da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição e da Tarifa de Energia...21 III Comparação: Critério Atual x Critério Proposto...25 III Construção das Tarifas de Referência e Aplicação...27 III Definição das Modalidades Tarifárias...28 III Definição da Estrutura de Custos e Critérios de Rateio...28 III Cálculo das Tarifas de Referência...32 III Cálculo das Tarifas de Aplicação...33 III.3.8. Resumo da Proposta de Aperfeiçoamento da Estrutura Tarifária...34 III.4. FLEXIBILIDADE...35 III.5. IMPACTO TARIFÁRIO...36 IV. DO FUNDAMENTO LEGAL...37 V. DA CONCLUSÃO...38 VI. DA RECOMENDAÇÃO...39 VII. ANEXOS...39 ANEXO I: HISTÓRICO DA EVOLUÇÃO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO NO BRASIL...40 IMPLANTAÇÃO DA TARIFAÇÃO BASEADA NOS CUSTOS MARGINAIS...42 REESTRUTURAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO...45 IMPLANTAÇÃO DA TARIFA DE USO (TUSD) BASEADA NOS CUSTOS MARGINAIS...47 CONSOLIDAÇÃO DA METODOLOGIA DE CÁLCULO DA TUSD...52 O PROCESSO DE APRIMORAMENTO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA...58 ANEXO II: BIBLIOGRAFIA...60

3 Fls. 3 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de Nota Técnica n 360/2010-SRE-SRD/ANEEL Em 06 de dezembro de Processo n / Assunto: Proposta de Aprimoramento da Metodologia da Estrutura Tarifária Aplicada ao Setor de Distribuição de Energia Elétrica PROPOSTA GERAL DO PROJETO. I. DO OBJETIVO Apresentar o resultado das análises e a metodologia geral a ser utilizada na Estrutura Tarifária aplicada ao setor de distribuição de energia elétrica, conforme proposto no Módulo 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET. II. DOS FATOS 2. A estrutura de tarifas aplicadas aos consumidores deve acompanhar o desenvolvimento do setor elétrico. Essa evolução, com seus principais marcos normativos estão descritos no Anexo I Histórico da Estrutura Tarifária dos Serviços de Distribuição no Brasil. 3. Pode-se definir o conceito de Estrutura Tarifária como a diferenciação das tarifas de energia elétrica a um conjunto de usuários de rede - por hora e nível de tensão -, definidos por diferentes modalidades tarifárias em cada um dos (sub)grupos tarifários. 4. Estrutura Tarifária é um conjunto de tarifas e regras aplicadas ao faturamento do mercado de distribuição de energia. No Brasil, as variáveis faturadas são energia e demanda de potência, e as tarifas são o meio para remunerar a prestação do serviço de distribuição; cobrir os custos da energia comercializada; arrecadar encargos setoriais e tributos relacionados. 5. Assim, a tarifa aplicada sobre os usuários do sistema de distribuição pode diferenciar de acordo com o serviço prestado. Essa condição está prevista na Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, que dispõe sobre o regime de concessões, in verbis: Art. 13. As tarifas poderão ser diferenciadas em função das características técnicas e dos custos específicos provenientes do atendimento aos distintos segmentos de usuários.

4 Fls. 4 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de Essa definição legal, substanciada em conceitos e requisitos técnicos define hoje a diferença tarifária para os usuários de energia elétrica em diferentes níveis de tensão. 7. Com a criação da ANEEL, foi dada competência a esta Agência 1 para gerir os contratos de concessão; fixar critérios para cálculo do custo do transporte de energia; definir as tarifas de uso dos sistemas de transmissão e de distribuição; realizar os processos de reajustes e revisões tarifárias, entre outras. 8. A Resolução Normativa ANEEL - REN nº 166 2, de 10 de outubro de 2005, estabeleceu as disposições consolidadas relativas ao cálculo da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD e da Tarifa de Energia - TE. O objetivo foi adequar o cálculo dos componentes da TUSD de acordo com a composição dos custos e a correta aplicação aos usuários do sistema de distribuição considerando a legislação aplicável. Como resultado, parte da TUSD é rateada pelo mercado de energia ou demanda como selo 3, e parte pelo custo marginal de capacidade por nível de tensão, além de um componente que é apurado proporcionalmente à receita, na forma de um percentual. 9. Em linhas gerais, o processo de definição das tarifas pode ser dividido em duas grandes etapas: Nível tarifário: processo de definição da receita requerida da distribuidora. Aqui se obtém os custos médios unitários; e Estrutura Tarifária: processo de formação dos conjuntos de tarifas de acordo com os agrupamentos tarifários definidos. 10. Atualmente, pode-se resumir o cálculo da Estrutura Tarifária em três etapas: i) Cálculo dos Custos Marginais de Capacidade: apurados por nível de tensão e posto tarifário, em R$/kW, com base na contribuição dos consumidores para formação da ponta do sistema e nos custos marginais de expansão; ii) iii) Cálculo da Tarifa de Referência: ajuste dos custos marginais de capacidade por nível de tensão para que, aplicados ao mercado de referência recuperem a receita requerida para a distribuidora. Nesta etapa também é ajustada a relação entre os postos tarifários ponta e fora ponta para os componentes tarifários rateados pelo custo marginal; Cálculo das Tarifas de Aplicação - TUSD e TE: construção das modalidades tarifárias de acordo com o perfil do consumidor (curta ou longa utilização na ponta ou sem sinalização horária) e a forma de contratação (livre ou cativo). Nesta etapa, os custos da distribuidora 1 Lei nº de 26 de dezembro de 1996, regulamentada pelo Decreto nº 2.335, de 06 de outubro de Anterior à REN nº 166/2005, foram editadas as Resoluções nº 286/1999; nº 594/201; nº 666/2002 e nº 152/2003 que dispuseram sobre a regulamentação da tarifa de uso e da tarifa de energia. 3 Nesta Nota Técnica ao referir-se que uma variável é rateada ou cobrada na forma de um selo, implica dizer que o valor do componente tarifário é igual para todos os níveis de tensão, respeitando as grandezas em R$/MWh ou R$/kW.

5 Fls. 5 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de são rateados parte pelo custo marginal, parte pelo mercado de energia ou demanda na forma de um selo e parte como uma proporção da receita. 11. A REN nº 166/5 trouxe a consolidação dos critérios de cálculo da TUSD e da TE. Na oportunidade, foram definidas as componentes tarifárias e os critérios de rateio de cada componente. Contudo, os sinais tarifários e as modalidades tarifárias não foram alterados. 12. No segundo ciclo de revisões tarifárias, de 2007 a 2010, as mudanças foram superficiais, como foi o ajuste do parâmetro de construção da tarifa da modalidade verde. Novos custos marginais de capacidade foram calculados, com base nas novas campanhas de medição realizadas pelas distribuidoras. Contudo, foram mantidos os custos marginais de expansão calculados em 2002 e que já haviam sido adotados no primeiro ciclo de revisões tarifárias. 13. Assim, os atuais sinais existentes nas tarifas horossazonais remontam aos definidos na década de 80, sinais que refletiam as necessidades e características dos sistemas de geração, transmissão e distribuição existentes à época e, portanto, necessita ser revisto, considerando as evoluções que ocorreram na geração, nas redes de transmissão e de distribuição e nos perfis de consumo de energia elétrica ao longo das últimas décadas, bem como pelo novo cenário vislumbrado para os anos vindouros. Além disso, hoje as tarifas de fornecimento são abertas em TUSD e TE, devendo ambas conter sinais econômicos adequados. 14. Como detalhado no Anexo I, a ANEEL vem estudando o aperfeiçoamento da estrutura tarifária que agora se consubstancia nas metodologias apresentadas em seis Notas Técnicas submetidas à está Audiência Pública. III. III.1. DA ANÁLISE DIAGNÓSTICO ATUAL 15. Apresenta-se a seguir um breve diagnóstico da Estrutura Tarifária em vigor, bem como alguns motivadores para o seu aperfeiçoamento: i) A metodologia de definição da estrutura tarifária está desatualizada. No período entre a publicação das primeiras tarifas horossazonais, em 1982, e a publicação das primeiras TUSD, em 1999, poucas mudanças foram feitas na Estrutura Tarifária. Entretanto, houve alterações significativas no setor elétrico, sendo a desverticalização a principal delas. Em decorrência, os serviços de fio e comercialização de energia foram segregados, sem a devida compatibilização da Estrutura Tarifária; ii) Existem incentivos que estão levando consumidores a um comportamento que indica a não otimização da utilização do sistema de distribuição de energia elétrica. Por exemplo, alguns grupos tarifários se sentem excessivamente penalizados pelas tarifas de ponta e estão instalando geradores a diesel para substituir o suprimento de energia neste horário.

6 Fls. 6 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de Ademais, alguns consumidores em Alta Tensão (138 kv, 69 kv) buscam conexão direta com a rede básica para evitar o pagamento de tarifas pelo uso do sistema de distribuição. Este by-pass feito por razões não técnicas requer investimentos complementares e resulta em ativos ociosos no sistema de distribuição; iii) iv) Não é dado o mesmo tratamento de preço entre a energia comprada no atacado e no varejo. No primeiro, as diferenças tarifárias entre ponta e fora de ponta são desprezíveis, enquanto que no segundo são significativas e rígidas. No processo de reformulação do modelo do setor elétrico, foram insuficientes os esforços para se adequar os sinais de preço; Os custos marginais de expansão, padronizados, não refletem os reais custos de cada distribuidora, o que provoca distorções na Estrutura Tarifária; v) Para que o sistema de medição eletrônica tenha mais efetividade e seja economicamente viável é fundamental que a Estrutura Tarifária tenha opções para que o consumidor faça um melhor gerenciamento da sua carga; vi) vii) Recentes normas afetaram direta ou indiretamente as tarifas. Como exemplo: a Resolução Normativa nº 414/2010, com a abertura dos contratos de fornecimentos dos consumidores potencialmente livres; o aditivo dos Contratos de Concessões que altera os critérios de cálculo da receita de determinados encargos setoriais, dentre outros. A estrutura tarifária atual não prima por uma visão pelo lado da demanda, resultando em ineficiências que influenciam toda a cadeia produtiva do sistema elétrico. 16. A seguir serão destacadas as premissas deste projeto e como ele foi desenhado, de forma a garantir a transparência necessária que o estudo requer, tendo em vista o reflexo direto na alocação de custos entre os diversos grupos de consumidores. III.2. PREMISSAS E DESENHO DO PROJETO DE APERFEIÇOAMENTO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA 17. Tarifas de distribuição são capazes de modificar os padrões de consumo e geração dos agentes. Portanto, um bom desenho de tarifas é imprescindível para garantir ao sistema um funcionamento mais eficiente, através da modulação de carga dos consumidores e a conseqüente diminuição da necessidade de novos investimentos. A repartição da receita requerida da concessionária entre seus consumidores deve também criar tarifas que reflitam os custos imputados à rede, estimulem o uso eficiente dos recursos existentes e promovam o acesso universal aos serviços de energia elétrica. Princípios como sustentabilidade financeira, eficiência econômica - induzir o comportamento tanto de distribuidores quanto de consumidores, de modo a maximizar o bem estar social no curto e longo prazo -, tratamento não discriminatório, transparência, estabilidade e simplicidade devem ser observados para a construção de tarifas. A conjugação de todos esses princípios é bastante complexa sendo necessário despender também muita atenção à implementação de novas construções tarifárias.

7 Fls. 7 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de Com o objetivo de se ter um planejamento prévio e objetivos claros e específicos, iniciouse este projeto buscando responder aos seguintes questionamentos: O que se quer? Para que? Como? Aperfeiçoar a Estrutura Tarifária vigente Induzir o uso eficiente da rede pela carga por meio de sinalização econômica tarifária Analisando a ET atual, buscando experiências em outros países e estudando o estado da arte sobre o assunto Quando? Para implementação a partir de º Ciclo de RTP Figura 1: Desenho do Projeto de Aperfeiçoamento da Estrutura Tarifária 19. Portanto, para aperfeiçoar a Estrutura Tarifária vigente, a fim de induzir o uso eficiente da rede pela carga por meio de sinalização econômica, foi fundamental avaliar a metodologia atual, observar a experiência em outros países e o estado da arte sobre o assunto. Dessa forma, foi possível propor nova metodologia para o desenho da Estrutura Tarifária aplicada ao Setor de Distribuição de Energia Elétrica no Brasil, a ser implementada de forma gradual a partir do 3º ciclo de revisões tarifárias. 20. As principais premissas desse projeto são quatro: Premissas Visão de longo prazo Estabilidade Tarifária Eficiência x Equidade Simplificação de Procedimentos Figura 2: Premissas do Projeto de Aperfeiçoamento da Estrutura Tarifária 21. O projeto foi dividido em quatro grandes Temas de Estudo. O Tema I abordou os custos de referência que formam a TUSD e a TE, analisando a origem do custo e a forma de cálculo da tarifa e sua aplicação no respectivo mercado. Além disso, apresentou metodologia de cálculo do Fator de Perdas de Potência, adotada no cálculo dos Custos Marginais de Capacidade. No Tema II foi estudado o cálculo do Custo Marginal de Capacidade, onde se desenvolveu uma metodologia para o cálculo do Custo Marginal de Expansão, abordando ainda a Proporção de Fluxo e a Responsabilidade de Potência. Em seguida, o Tema III analisou a definição de postos tarifários e o sinal horossazonal, e o Tema IV focou especificamente na Baixa Tensão - BT. A Figura abaixo retrata a divisão dos grandes Temas de Estudo.

8 Fls. 8 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de TEMA I Custos e Fator Perdas 1. Componentes de custos da tarifa 2. Fator de Perdas a. Tusd Fio A b. Tusd Fio B c. Tusd Encargos Sv Distribuição d. Tusd Encargos Setoriais e. Tusd Perdas f. Tarifa de energia TEMA III Sinais Preço 1. Definição de postos tarifários 2. Sinal horossazonal TEMA II Uso da Rede 1. Metodologia Custo Marginal Capacidade 1.1. Custo Marginal de Expansão 1.2. Proporção de Fluxo 1.3. Responsabilidade de Potência TEMA IV Tarifaçao para BT Figura 3: Divisão dos Temas de Estudo do Projeto 1. Postos Tarifários para Baixa Tensão 2. Tarifas: Rural, IP e Demais Classes 3. Realinhamento da Baixa Tensão 4. Discussão tarifária - AS 22. O Tema I fez parte do 1º Relatório de Acompanhamento RA, que ensejou a Nota Técnica nº 271/2009-SRE-SRD/ANEEL, de 04 de agosto de 2009, submetida à Consulta Pública nº 056/2009 e à Audiência para Público Interno nº 002/2009. O Tema II corresponde ao 3º RA, apresentado nas Notas Técnicas nº 39/2010-SRD-SRE/ANEEL, de 18 de agosto de 2010, e nº 41/2010-SRD-SRE/ANEEL, de 20 de agosto de 2010, que subsidiaram a Consulta Pública nº 012/2010 e a Audiência para Público Interno nº 002/2010. Já os Temas III e IV compuseram o 2º RA e foram apresentados na Nota Técnica nº 219/2010- SRE-SRD/ANEEL, submetida à Consulta Pública nº 011/2010 e à Audiência para Público Interno nº 01/ O objetivo dessa segmentação dos temas em diferentes Consultas Públicas antes da Audiência Pública em si não foi apresentar uma metodologia finalizada, mas sim proporcionar, na maioria dos casos, pontos para discussão, a fim de subsidiar o aprimoramento dos assuntos aqui tratados. Esse modelo de consulta pública onde se expõe o problema e traz opções de metodologia a serem empregadas, para posterior contribuição da sociedade, ao invés de discutir uma metodologia específica, vai ao encontro das melhores práticas regulatórias utilizadas em outros países além de buscar a regulação aos conceitos de Análise de Impacto Regulatório - AIR. 24. Esta Nota Técnica, juntamente com as outras cinco Notas ora submetidas à Audiência Pública, consubstancia os resultados das três Consultas Públicas nº 056/2009, nº 011/2010 e nº 012/2010, e das Audiências para Público Interno da ANEEL nº 002/2009, nº001/2010 e nº 002/2010. É importante salientar que essas Notas Técnicas também representam a resposta consolidada às contribuições recebidas nas três Consultas Públicas preliminares. Ressalta-se, entretanto, que para esta AP as respostas às contribuições serão dadas individualmente. 25. Ademais, juntamente com essas Notas Técnicas, estão sendo disponibilizados na Audiência Pública os Procedimentos de Regulação Tarifária PRORET Módulo 7: Estrutura Tarifária, composto dos seguintes submódulos:

9 Fls. 9 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de Submódulo 7.1 Procedimentos Gerais Submódulo 7.2 Estrutura Vertical Submódulo Definição das Tarifas de Referência e Aplicação 26. A Figura 4 apresenta a evolução temporal das etapas de estudo. Tema III Tema II Tema I Tema IV AP Aplicação 2º SEM 1º SEM 2º SEM 1º SEM 2º SEM Figura 4: Cronograma das Etapas 27. Outra fonte de contribuições para o aprimoramento da Estrutura Tarifária é o do Projeto Estratégico de P&D Metodologia para Estabelecimento de Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica de que trata a Chamada nº 008/2008, de outubro de Os Relatórios Parciais dos Subprojetos foram analisados e contribuíram para a presente proposta. Na continuidade do processo de regulamentação, os futuros produtos do Projeto de P&D também serão considerados. 28. Passa-se agora à exposição da Proposta Geral do Projeto de Alteração Metodológica da Estrutura Tarifária. III.3. PROPOSTA GERAL DE ALTERAÇÃO METODOLÓGICA DA ESTRUTURA TARIFÁRIA 29. A seguir, apresentam-se os principais assuntos que compõem o Projeto de forma mais resumida, a fim de possibilitar uma visão geral da metodologia proposta. Os estudos detalhados estão em Notas Técnicas específicas, conforme abaixo: i. Nota Técnica nº 0126/2010-SRD/SRE/ANEEL, de 25 de novembro de 2010 Estrutura Vertical - relaciona-se ao Submódulo 7.2 do PRORET a) Custo Marginal de Expansão b) Proporção de fluxo c) Fator de perdas ii. Nota Técnica nº 361/2010-SRD-SRE/ANEEL, de 06 de dezembro de 2010 Modalidades e Postos Tarifários - relaciona-se ao Submódulo 7.3 do PRORET a) Modalidades Tarifárias b) Relação Ponta/Fora Ponta para AT c) Ajustamento nos níveis tarifários do subrupo B d) Tarifação para o sistema subterrâneo

10 Fls. 10 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de iii. iv. Nota Técnica nº 362/2010-SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de 2010 Sinal Econômico para BT - relaciona-se ao Submódulo 7.3 do PRORET e trata do sinal de preço para a Baixa Tensão Nota Técnica nº 363/2010-SRE/ANEEL, de 06 de dezembro de 2010 Sinal Econômico na Tarifa de Energia - relaciona-se ao Submódulo 7.3 do PRORET v. Nota Técnica nº 364/2010-SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de 2010 Construção das Tarifas de Referência e Aplicação e Planilha de Cálculo relaciona-se ao Submódulo 7.3 do PRORET. III.3.1. Estrutura Vertical 30. O Custo Marginal de Capacidade exprime a responsabilidade dos consumidores nos custos das redes, por nível de tensão e por posto tarifário. Sua atualização é responsável pela maior parte da variação tarifária produzida por esta proposta de alteração da metodologia de Estrutura Tarifária. 31. Os dados utilizados no cálculo do Custo Marginal de Capacidade são os Custos Marginais de Expansão por subgrupo tarifário, o diagrama unifilar simplificado do fluxo de potência no momento de carga máxima da distribuidora e a responsabilidade de potência de cada consumidor-tipo em relação às redes-tipo dos níveis de tensão a montante. 32. A expressão que define o CMC ponta e fora ponta é: 138kV CMC( u, j) = CMEx( k) φ ( k, k0 ) RP( u, k, j) (1) k= k0 Onde: u - posto tarifário analisado (ponta e fora ponta), j - consumidor-tipo k - subgrupo tarifário CMEx(k) - custo marginal de expansão do subgrupo tarifário k, Φ(k,k0) - proporção de fluxo de potência RP(u,k,j) - fator de responsabilidade de potência do consumidor j no subgrupo tarifário k, no posto tarifário u. 33. Pela fórmula acima, pondera-se o Custo Marginal de Expansão CME pela proporção de fluxo e pela responsabilidade de potência. 34. A seguir, a descrição das propostas para a estrutura vertical. A Nota Técnica nº 0126/2010-SRD-SRE/ANEEL apresenta a metodologia completa para o Custo Marginal de Capacidade.

11 Fls. 11 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de III.3.2. Custo Marginal de Expansão 35. Os atuais custos marginais de expansão de longo prazo foram definidos segundo a metodologia dos Custos Incrementais Médios de Longo Prazo CIMLP. Trata-se de um valor médio, calculado em 2002 e utilizado até hoje, para cada faixa de tensão, baseados nos valores apurados para cada distribuidora, excluídos os outliers. A Tabela 2 apresenta os valores utilizados no primeiro e segundo ciclo de revisões tarifárias periódicas. Tabela 1: Custo Marginal de Expansão Padrão CIMLP Subgrupo/Grupo Ponta [R$/kW] A2 29,13 A3 35,56 A3a 36,63 A4 41,15 B 57, Nesse contexto, é fato que a utilização de valores padrão únicos para todas as redes elétricas de distribuição do país pode fazer com que o resultado do cálculo não reflita a real estrutura de custos marginais das redes de algumas concessionárias. Nesse caso, é possível que a estrutura tarifária resultante provoque a existência de subsídios cruzados entre os diferentes grupos de usuários do sistema de distribuição, reduzindo a eficiência de alocação dos custos que se busca alcançar com o uso do sinal tarifário baseado na teoria marginalista. 37. Além dessa questão, o método do CIMLP é sensível a variações nos custos e às projeções de aumento de carga considerados no horizonte de planejamento de dez anos. Tal característica do método resulta em uma significativa variabilidade dos CIMLP calculados para os mesmos tipos de rede, quando se compara os resultados obtidos para as diferentes concessionárias de distribuição de energia elétrica do Brasil. Ademais, a necessidade de projeção do crescimento das cargas e da formulação do plano de expansão embute um elevado grau de incerteza associado às variáveis de natureza macroeconômica e às restrições financeiras a que estão expostas as diferentes concessionárias do país. Por último, mas não menos importante, existe um problema de assimetria de informação entre a Agência e a concessionária de distribuição, que faz o plano de obras e a projeção de crescimento da demanda ao longo de dez anos. 38. Assim, buscando um método que permita estimar os CME de cada concessionária de distribuição, possua sinalização econômica, reduza a assimetria de informações existente entre a concessionária de distribuição e o órgão regulador e seja de fácil verificação pelos interessados no processo de revisão tarifária, propõe o uso do Custo Médio das redes de distribuição no cálculo dos custos marginais de expansão. O método permite que o cálculo seja feito a partir da rede da concessionária e da carga existente, e faz uso de dados que, em sua maioria, já são utilizados em outras etapas do processo de revisão tarifária. 39. Além disso, propõe-se também que sejam agregados os atuais subgrupos tarifários A4 (2,3 a 25 kv) e A3a (acima de 25 kv a 44 kv), alterando o atual subgrupo A4 para a faixa de tensão de 2,3

12 Fls. 12 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de kv a 44 kv. O comportamento dos consumidores do subgrupo A3a (acima de 25 kv a 44 kv) e A4 (2,3 a 25 kv) é muito próximo, ou seja, trata-se de consumidores de médio porte com grande diversidade de processos. Além disso, a maioria das concessionárias utiliza as redes desses dois subgrupos tarifários com a mesma finalidade, ou seja, alimentar as redes de distribuição de baixa tensão. A Nota Técnica nº 0126/2010-SRD-SRE/ANEEL detalha essa questão. III.3.3. Proporção de Fluxo 40. O cálculo dos fluxos nos sistemas de distribuição assume uma modelagem simplificada, chamada de diagrama unifilar simplificado. Nessa modelagem os valores dos fluxos de carga nos sistemas de distribuição não são calculados somente com base nas injeções, carga e parâmetros das redes, mas utilizam-se do conhecimento topológico da rede, de medições nas transformações, injeções e carga. 41. Atualmente, não existe procedimento regulatório padronizado para levantamento do diagrama simplificado de proporção de fluxo. Aliado à falta de referências, sua determinação suscita interpretações dúbias que podem influenciar a precisão do cálculo dos custos marginais de capacidade e, por seu turno, das componentes das Tarifas de Usos dos Sistemas de Distribuição. 42. Propõe-se um método para padronização da elaboração do diagrama unifilar simplificado. Tal proposta baseia-se em informações já necessárias para o processo de revisão tarifária. A Nota Técnica nº0126/2010-srd/sre/aneel apresenta com detalhes a proposta. III.3.4. Fator de Perdas de Potência 43. O Fator de Perdas de Potência FPP é componente do cálculo do Custo Marginal de Capacidade e dos componentes tarifários da TUSD Fio A. 44. Indica o tamanho da contribuição do cliente-tipo na formação das demandas de ponta das redes que atendem o nível de tensão onde ele está conectado e é parte integrante do cálculo do fator de responsabilidade de potência, presente na equação do Custo Marginal de Capacidade. 45. Por falta de metodologia, o fator de perdas de potência não foi aplicado até os dias atuais. Seu desenvolvimento iniciou-se durante o segundo ciclo de revisões, quando se passou a calcular o fator de perdas de energia. 46. A metodologia proposta encontra-se na Nota Técnica nº 0126/2010-SRD/SRE/ANEEL. III.3.5. Modalidades e Postos Tarifários para Alta Tensão 47. Nesta seção apresentam-se os aprimoramentos nos sinais da estrutura tarifária que conduzem o comportamento do consumidor no sentido da otimização do uso da rede. Todos os itens aqui descritos estão relatados com detalhes na Nota Técnica nº 361/2010-SRE-SRD/ANEEL.

13 Fls. 13 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de II Postos tarifários 48. A relação ponta / fora de ponta RPFP expressa a relação entre as tarifas no horário de ponta - TPT da rede de distribuição e a tarifa do período complementar ao dia - TFPT, ou seja: 49. Ao longo do tempo, as RPFP foram se alterando. Inicialmente, incidiam sobre a tarifa de aplicação e se mantiveram assim até a assinatura dos contratos de concessão. Porém, com a evolução da estrutura tarifária, somente os componentes tarifários ponderados pelo custo marginal é que mantiveram a RPFP, sendo que os demais componentes tarifários passaram a ser construídos de forma particular, o que provocou a alteração dessas RPFP ao longo dos anos, elevando-as, conforme gráfico abaixo: Gráfico 1: Retas tarifárias de acordo com o perfil de consumo 50. Isso acarretou questões indesejáveis, como a oferta de energia interruptível no horário de ponta, migração de unidades consumidoras conectadas em Alta Tensão para a Rede Básica e uso de geradores diesel no horário de ponta. 51. Dessa forma, de modo a garantir estabilidade das tarifas ao longo de todo o ciclo, propõese aplicar a RPFP às tarifas finais, conforme segue:

14 Fls. 14 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de Tabela 2: Relações Ponta/Fora Ponta para os subgrupos tarifários Nível RPFP A2 4,35 A3 3,65 A3a e A4 3,00 III Subgrupos tarifários Subgrupo tarifário AS 52. A grande maioria dos casos de sistemas subterrâneos no Brasil diz respeito a sistemas em Baixa Tensão. Esses sistemas podem suprir tanto grandes consumidores, quanto consumidores de pequeno porte. Para esse último caso, a tarifa de faturamento é a do nível de tensão, ou seja, BT. Para o primeiro caso, a Resolução nº 414/2010 descreve o subgrupo tarifário AS como tensão de fornecimento inferior a 2,3 kv, atendido a partir de sistema subterrâneo de distribuição. O consumidor pode optar por ser faturado nesse subgrupo, ao invés de no BT, desde que possua carga instalada superior a 75 kw. 53. A tarifa para consumidores enquadrados no subgrupo AS é construída considerando como base um valor maior que a tarifa para o subgrupo tarifário A4 (13,8kV) - percentual menor que 10%, variando por distribuidora -, apresentando as modalidades horossazonais verde e azul e a convencional. Ou seja, não há cálculo de custo marginal específico para o sistema subterrâneo. Entretanto, deve ser observado que considerar a tarifa do AS como um percentual do subgrupo A4 leva a uma distorção em relação custo que o sistema subterrâneo realmente representa. Trata-se de sistema em BT e, além disso, subterrâneo, e devido a essas duas características, apresenta tarifas maiores que as redes aéreas de Alta Tensão. Ademais, soma-se o fato de que no cálculo do Custo Marginal de Capacidade da BT consideramse as curvas típicas do consumidor AS. 54. Assim, propõe-se que o faturamento de grandes consumidores do sistema subterrâneo seja feito com tarifas construídas a partir do Custo Marginal do BT III Modalidades tarifárias Fator de carga de cruzamento 55. O custo de atendimento de um cliente no horário de ponta pode ser explicado por uma função logarítmica que correlaciona o custo de capacidade (CMC) com o número de horas de utilização do sistema no horário de ponta ( H ), ou com o fator de carga na ponta 56. Considerando a característica linear da equação tarifária, para construir as modalidades tarifárias procurar-se-á ajustar à curva teórica do custo de capacidade às diversas tangentes que representem os custos das diferentes formas de consumo, como exemplificado na figura a seguir.

15 Fls. 15 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de Figura 5: Retas tarifárias de acordo com o perfil de consumo 57. Dessa forma, para aproximar o valor das tarifas ao custo de atendimento dos consumidores, parte dos custos de R$/kW são transferidos para R$/MWh. Na figura acima o ponto de cruzamento das retas tarifárias com o eixo das ordenadas representa a tarifa em R$/kW, enquanto que a inclinação das retas tarifárias em relação ao eixo das abscissas representa a tarifa em R$/MWh. 58. Em síntese, os pontos traçados de custo de cada consumidor-tipo reproduzem a curva conceitual de custo, e, portanto é possível estabelecer tarifas diferenciadas de acordo com o perfil do consumidor. Para tanto, deve-se identificar o ponto de cruzamento das retas tarifárias, identificando para tanto o fator de carga limítrofe para que um consumidor possa ser classificado como de curta ou longa utilização. 59. Nas tarifas de fornecimento publicadas até 2002, a tarifa horossazonal verde era construída para atender consumidores com fator de carga menor que 66% no horário de ponta (FC* = 66%), ou seja, consumidores com fator de carga menor que 66% na ponta estariam mais bem enquadrados com a tarifa verde, enquanto que consumidores com fator de carga maior que 66% na ponta eram adequadamente faturados com a tarifa azul. 60. A partir do 1º ciclo de Revisão Tarifária iniciado em 2003, o ponto de cruzamento das retas tarifárias azul e verde deixou de ser fixado em 66% e passando a ser calculado em função do fator de carga médio do nível de tensão nos horários de ponta, com base nos dados das campanhas de medição realizadas pelas concessionárias. Essa alteração elevou o FC* de 66% para próximo de 90% em alguns casos, provocando uma migração dos consumidores da tarifa azul para a tarifa verde, pois os consumidores com fator de carga entre 66% e 90% passaram a pagar uma menor TUSD pela tarifa verde. 61. No 2º ciclo de revisões, alterou-se o fator de carga do ponto de cruzamento das retas tarifárias azul e verde para o valor original de 66%, de forma a corrigir a distorção entre essas tarifas ocorrida a partir de 2003.

16 Fls. 16 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de Propõem-se, aqui, a manutenção do fator de carga do ponto de cruzamento em 66%. Ressalta-se, contudo, que esse item é um dos que podem ser flexibilizados pela distribuidora, caso proponha adequações na Estrutura Tarifária padrão, conforme discutido em item adiante. Tarifa de Uso de Curta Utilização - TUSD Verde 63. Atualmente, a tarifa de uso para consumidores livres tem o mesmo sinal que a tarifa horossazonal azul, com a cobrança dos custos associados aos horários de ponta e fora de ponta apenas em R$/kW. Caso um consumidor cativo que se encontre na modalidade horossazonal verde migre para o mercado livre, apresentará aumento em sua fatura relativa ao uso do sistema. 64. Portanto, propõe-se criar uma nova tarifa de uso para consumidores livres com a mesma estrutura da TUSD horossazonal Verde. Tarifa Convencional de Alta Tensão 65. De acordo com a Resolução Normativa nº 414/2010, a tarifa convencional é definida como: I para o grupo A: a) tarifa única de demanda de potência (kw); e b) tarifa única de consumo de energia (kwh). II para o grupo B, tarifa única aplicável ao consumo de energia (kwh). 66. O enquadramento do consumidor na modalidade convencional de alta tensão deve atender aos seguintes requisitos: i. Tensão de fornecimento inferior a 69 kv; e ii. Demanda contratada inferior a 300 kw. 67. A tarifa convencional não induz comportamento de otimização de uso da rede, pois não estimula o consumidor a modular seu consumo. Sendo assim, propõe-se reduzir gradativamente o limite de demanda contratada obrigatório, de forma a promover a migração do consumidor para a tarifa horossazonal. A maneira proposta para ocorrência dessa redução é apresentada abaixo: i. A partir da Revisão Tarifária Periódica do 3º ciclo o limite será reduzido para 150kW de demanda contratada. Porém, o consumidor com demanda contratada acima desse limite terá até 12 meses para fazer a opção entre a modalidade tarifária azul ou verde; ii. A partir da Revisão Tarifária Periódica do 4º ciclo a tarifa convencional da AT será extinta. A concessionária e os consumidores com demanda contratada inferior a 150 kw terão o prazo de todo o 3º ciclo tarifário para se adaptar.

17 Fls. 17 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de Em relação ao sistema isolado aplicam-se as mesmas regras de modalidades tarifárias do sistema interligado. Portanto, serão criada as modalidades azul e verde enquanto, até o 4º ciclo, será extinta a tarifa convencional. Entretanto, a proposta das bandeiras tarifárias não será aplicada para o sistema isolado, conforme será apresentado adiante. Além disso, a relação ponta/fora ponta da TE será mantida em 72%. III.3.6. Estrutura Tarifária para Baixa Tensão II Modalidade Tarifária Branca 69. A descrição mais detalhada da metodologia proposta para tarifação da Baixa Tensão se encontra na Nota Técnica nº 362/2010-SRE-SRD/ANEEL. 70. Atualmente, os consumidores atendidos em baixa tensão não possuem alternativas de tarifação. São faturados por meio de uma tarifa linear em R$/MWh aplicada à energia registrada, sem distinção horária, denominada de tarifa monômia a um único bloco de consumo. 71. Uma aplicação de tarifação com diferenciação horária poderia induzir o deslocamento da carga no horário da ponta, reduzindo o custo médio do usuário, o que implicaria, por um lado, em menor custo para o consumidor. Isso poderia postergar a necessidade de realização de investimentos no sistema da distribuidora, visto a relevância do mercado de Baixa Tensão - 60% do mercado de energia do Brasil em MWh. 72. Propõe-se, assim, a criação da modalidade tarifária Branca. A estrutura tarifária do BT consistirá em um grupo de tarifas com estrutura monômia, com um preço de consumo de kwh sem distinção horária, que é a atual tarifa convencional, e outro, opcional, com estrutura horária e três preços de consumo de kwh. Vantajosa para consumidores com flexibilidade para alterar seus hábitos de consumo durante os horários de maior carregamento do sistema elétrico, denominada de modalidade tarifária branca. 73. Os postos tarifários serão denominados de posto de ponta, posto intermediário e posto fora de ponta. O posto de ponta será aplicado conforme o disposto na Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010, que Estabelece as Condições Gerais de Fornecimento de Energia Elétrica, in verbis: 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 os seguintes feriados [...] 74. O posto intermediário será definido como o período de 2 (duas) horas, sendo 1 (uma) hora imediatamente anterior ao horário de ponta e 1 (uma) hora imediatamente posterior ao horário de ponta. O posto fora de ponta será definido como o horário complementar ao posto de ponta e intermediário.

18 Fls. 18 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de As relações ponta/fora de ponta e intermediário/fora de ponta serão definidas como 5 (cinco) e 3 (três), respectivamente, para a tarifa de uso do sistema de distribuição, excluído eventual sinal horário na energia. O posto fora de ponta para a tarifa branca será inferior à tarifa convencional. 76. Conforme será abordado no tópico sobre Flexibilização, a distribuidora ou entidades representativas dos consumidores poderão propor horários alternativos para o posto intermediário, bem como a duração do patamar intermediário e a relação entre ponta/fora ponta/intermediário. 77. A modalidade tarifária branca será disponibilizada para toda a baixa tensão, com exceção da Iluminação Pública. Inicialmente será uma modalidade opcional em virtude da disponibilidade de medidores. Com a regulamentação dos medidores eletrônicos essa tarifa poderá passar a ser compulsória a depender do nível de consumo e seguirá o plano de substituição de medidores que for executado. III Ajuste entre os subgrupos tarifários 78. O faturamento das unidades consumidoras atendidas em baixa tensão é diferenciado de acordo com os subgrupos tarifários e classes de consumo, sendo eles: B1 residencial; B1 residencial baixa renda B2 rural B2 cooperativa de eletrificação rural B2 serviço público de irrigação B3 demais classes B4 iluminação pública AS (subterrâneo) 79. Ocorre que apesar da tarifa de baixa tensão ser construída com base em conceitos marginalistas a sua abertura nas diferentes classes tarifárias B2 rural, B3 demais classes e B4 iluminação pública não segue tal conceito, baseando-se em percentuais pré-estabelecidos. Constata-se que não há uma padronização dos desvios em relação à tarifa de referência, apresentando diferenças significativas entre as distribuidoras, caracterizando tratamento não isonômico das subclasses de baixa tensão entre as áreas de concessão. Além disso, esses desvios foram se alterando ao longo do tempo. 80. Nesse sentido, propõe-se, em um primeiro momento, homogeneizar a relatividade entre os subgrupos tarifários da baixa tensão para todas as concessionárias, conforme constante na tabela abaixo. Numa segunda etapa, será realizado o cálculo do custo marginal de capacidade de cada subclasse da baixa tensão.

19 Fls. 19 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de Tabela 3: Padronização gradual dos desvios em relação à tarifa de referência. B2-Rural B2-Coop. B2-Sv.P.Irrig B3-Demais B4-RedeD B4-Bulbo Média 39% 56% 45% 4% 51% 46% Mediana 39% 55% 44% 3% 50% 45% Mínimo 31% 49% 39% -7% 45% 40% Máximo 48% 67% 52% 16% 57% 53% Ano1 40% 60% 45% 10% e 0 52% 48% Ano2 35% 55% 40% 5% 48% 44% Meta 30% 50% 40% 0% 45% 40% 81. A proposta de convergência dos desvios em relação à tarifa de referência para a Meta, dar-se-á em no máximo até 3 anos. III.3.7 Sinal Econômico da Tarifa de Energia 82. Atualmente, as modalidades tarifárias azul e verde são discriminadas pelo período do ano seco e úmido e pelo horário do dia ponta e fora de ponta,conforme abaixo: HOROSAZONAL AZUL/VERDE Tabela 4: Tarifas de referência de energia Energia Ponta Úmida - EPU 1,72 Energia Fora Ponta Úmida - EFPU 1,00 Energia Ponta Seca - EPS 1,93 Energia Fora Ponta Seca - EFPS 1,12 CONVENCIONAL Energia 1, Essas relações constam do relatório Estrutura Tarifária de Referência para Energia Elétrica, onde foram estimados os custos marginais de produção de energia elétrica, bem como as relações do sinal tarifário ponta/fora ponta e seco/úmido. 84. Desde a elaboração dos estudos na década de 80, o setor elétrico brasileiro passou por alterações significativas. Quando da elaboração dos estudos, o setor era caracterizado pela verticalização das atividades de geração, transmissão e distribuição. Com a reforma realizada na década de 90, o setor de energia foi desverticalizado, tendo como um dos objetivos principais o incentivo à competição nas atividades de geração e comercialização, como forma de induzir à eficiência econômica. Já os setores de transmissão e distribuição, por serem considerados monopólios naturais, passaram a ser regulados, sendo utilizada a regulação de preços tetos para a definição das tarifas das distribuidoras e da receita permitida para as transmissoras - inclusive com modelos distintos de precificação. Juntamente com a desverticalização, implementou-se o livre acesso às redes de distribuição e a criação da figura do consumidor livre. Além disso, com a desequalização tarifária, as concessionárias de distribuição passaram a apresentar tarifas distintas, definidas nos processos de revisão e atualizadas nos reajustes tarifários, nos quais os custos com compra de energia são verificados. Quanto ao custo de compra de energia, cabe destacar que, a partir da homologação da Lei nº , de 15 de março de 2004, as distribuidoras passaram a adquirir energia nos leilões realizados no ambiente de contratação regulada.

20 Fls. 20 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de A figura do consumidor livre trouxe um novo marco no modelo de preços, uma vez que o sinal horossazonal não incide sobre esse tipo de consumidor na tarifa de energia observe que para determinados agrupamentos tarifários, notadamente o subgrupo A2, o mercado livre é bastante representativo para algumas empresas. Assim, para essa parcela do mercado, o sinal econômico dependerá da estratégia de compra de energia, não somente pela forma como consome, utilizada pelo consumidor e que não são afetadas pelos sinais de longo prazo em discussão. Por sua vez, o consumidor cativo possui menos mecanismos de gestão, visto que a distribuidora é que efetua a compra e assunção de riscos associados, alterando seu custo médio somente pela alteração de seu consumo. 86. O reajuste tarifário transfere para a parcela de energia das tarifas, como componente financeiro CVAenergia, CVAItaipu e CVAESS, todas as variações de custo incorridas pela distribuidora ao longo do período de referência, o que muitas vezes produz uma sinalização equivocada sobre os preços correntes da energia, acarretando um aumento do consumo em um momento em que a energia apresenta elevados custos de geração, ou uma diminuição do consumo quando o custo de geração está baixo. Ou seja, o mecanismo das CVA s causa um descolamento entre a tarifa de energia vista pelo consumidor e o preço do insumo visto pela distribuidora. O sinal sazonal presente na tarifa de energia que, em tese, deveria sinalizar a diferença de custo do insumo, não cumpre esse papel a contento. 87. Como forma de atualização do sinal sazonal (12%), propõe-se a criação de bandeiras tarifárias (verde, amarela e vermelha) que serão acionadas dependendo do intervalo de valores para o PLD e ESS_SE, da seguinte forma: Bandeira Verde: tarifa caracterizada pela não incidência do ESS_SE; Bandeira Amarela: caracterizada por 15,00 R$/MWh acima da bandeira branca. Acionada quando a soma do PLD e o ESS_SE estiverem entre 100 e 200 R$/MWh; Bandeira Vermelha: caracterizada por 30,00 R$/MWh acima da bandeira branca. Acionada quando a soma do PLD e o ESS_SE estiverem acima de 200 R$/MWh. 88. Dado que a Tarifa de Energia de Equilíbrio já será a própria TE Bandeira Branca, o valor resultante da diferença de aplicação da tarifa branca e da tarifa amarela ou vermelha, sobre o respectivo mercado, será utilizado parte para prover a distribuidora de recursos para pagar o ESS ou custos de geração não previstos (ex.: térmicas por disponibilidade), e o restante será revertido à modicidade tarifária, reduzindo o efeito dos componentes financeiros de energia nos processos tarifários posteriores ao acionamento dessas bandeiras. 89. Em relação ao sinal horário, aos moldes do realinhamento tarifário ocorrido entre o primeiro e o segundo ciclo de revisão tarifária, o sinal de ponta será reduzido na proporção de 25% a cada dois anos a partir dos reajustes ou revisões subseqüentes à publicação da metodologia de definição da Estrutura Tarifária. 90. Os detalhes sobre o sinal horossazonal da TE encontram-se na Nota Técnica nº 363/2010- SRE/ANEEL.

21 Fls. 21 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de III.3.7. Componentes de Custos e Construção das Tarifas de Referência e de Aplicação III Energia Componentes de Custo da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição e da Tarifa de 91. A tarifa ao consumidor final é composta de uma série de componentes de custo, que por sua vez, apresentam subcomponentes. Cada uma delas significa um custo a que a distribuidora deve fazer frente e apresenta uma forma de construção. 92. Para se propor uma adequação da forma de aplicação na Estrutura Tarifária de cada referência de custo, deve-se inicialmente avaliar a formação do custo, sua classificação como parcela gerenciável (PB) ou não gerenciável (PA), bem como as responsabilidades dos diversos acessantes na recuperação da receita requerida de distribuição. Desse modo, o que se busca nesta fase é uma avaliação de como estão sendo atualmente alocados os diversos componentes de custo na tarifa, e, quando necessário, propor aprimoramentos. 93. A Nota Técnica nº 364/2010-SRE-SRD/ANEEL detalha a metodologia de rateio de cada componente tarifário. A seguir, uma breve descrição da metodologia adotada para cada componente de custo, organizados em seus macro componentes propostos de TUSD - TUSD Fio A, TUSD Fio B, TUSD Encargos, TUSD P&D, TUSD Perdas e TUSD Perdas Não Técnicas - e de TE - TE Energia Comprada, TE Encargos, TE P&D, TE Demais Componentes. TUSD FIO A 94. A TUSD Fio A é composta pelos componentes Rede Básica, Rede Básica Fronteira, Conexão, CUSD e Perdas na Rede Básica sobre perdas na distribuição. O critério de rateio atual é na forma de selo, em R$/kW, com tarifas incidentes no horário de ponta e fora da ponta, com exceção dos componentes Rede Básica e Rede Básica Fronteira que incidem somente no horário de ponta. 95. Propõe-se que o método de rateio leve em consideração o fator de perdas de potência 4 e a proporção de fluxo, de forma a traduzir melhor a distribuição da potência entre os níveis de tensão. Outra proposta é que os componentes Rede Básica e Rede Básica Fronteira passem a apresentar tarifas no horário fora de ponta, de forma a seguir a nova metodologia de contratação do uso das instalações de transmissão por parte das distribuidoras, de acordo com a Resolução nº 399, de 13 de abril de Ademais, o componente Perdas na Rede Básica sobre perdas na distribuição será excluído da TUSD Fio A e fará parte da TUSD Perdas. 96. A metodologia proposta para fator de perdas e para a proporção de fluxo é exposta na Nota Técnica nº 0126/2010-SRD-SRE/ANEEL. 4 O fator de perdas de potência é o fator que ajusta a potência demandada em cada nível de tensão, de modo a refletir a resistência que a rede impõe à corrente elétrica quando esta transita da alta para a baixa tensão.

22 Fls. 22 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de TUSD FIO B 97. Atualmente, a TUSD Fio B é rateada pelo critério do custo marginal dos sistemas de distribuição, determinado por faixa de tensão, com valores aplicáveis às demandas máximas de potência ativa para os postos tarifários ponta e fora da ponta. 98. Propõe-se que custos como os de operação e manutenção (O&M), quota de reintegração e remuneração dos investimentos continuem a ser rateados pelos custos marginais de expansão das redes de distribuição. No entanto, custos com processos comerciais passarão a ser rateados por unidade consumidora, pois têm como base de cálculo, com exceção das perdas não-técnicas, o número de unidades consumidoras da área de concessão. Em relação a esse item de custo ver detalhes na Nota Técnica nº 0126/2010-SRD-SRE/ANEEL. TUSD ENCARGOS Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE 99. Conforme regulamentado pela REN nº 166/2005, existe a incidência da TFSEE tanto na TUSD quanto na TE. A parcela da TUSD está considerada no componente tarifário TUSD Encargos de Serviço de Distribuição e é atualmente repassada à tarifa de cada subgrupo tarifário por meio dos custos marginais de capacidade. Na TE o repasse na tarifa se dá por meio de um selo baseado no mercado de energia (MWh) dos consumidores cativos Com as modificações advindas da assinatura do último Termo Aditivo ao Contrato de Concessão das distribuidoras em relação à neutralidade de alguns custos, propõe-se que a TFSEE seja construída da mesma forma que os encargos setoriais, ou seja, na forma de selo e em R$/MWh, e seja cobrada inteiramente na componente TUSD Encargos juntamente com os demais componentes dessa rubrica. Reserva Geral de Reversão RGR 101. A origem dessa referência de custo está relacionada aos ativos imobilizados em serviço e o objetivo principal de sua aplicação também se relaciona a indenizar os ativos ainda não depreciados ou amortizados. Atualmente, a Reserva Global de Reversão é repassada à tarifa de cada subgrupo tarifário por meio dos custos marginais de capacidade sendo uma componente da TUSD Encargos do Serviço de Distribuição Entretanto, devido à assinatura do último Termo Aditivo ao Contrato de Concessão das distribuidoras, houve modificações em relação à neutralidade de alguns custos para a distribuidora. Sendo assim, propõe-se que a RGR seja construída da mesma forma que os encargos setoriais, ou seja, na forma de selo e em R$/MWh, e seja cobrada na componente TUSD Encargos juntamente com os demais componentes dessa rubrica - RGR, TFSEE, ONS, CCC, CDE e PROINFA.

23 Fls. 23 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de Operador Nacional do Sistema - ONS 103. Esse componente tarifário tem como função contribuir com o Orçamento do ONS Operador Nacional do Sistema (por volta de 3% da arrecadação do ONS). É rateado na forma de selo em R$/kW e faz parte da rubrica TUSD Encargos do Serviço de Distribuição Propõe-se que sua cobrança passe a se dar na componente TUSD Encargos, juntamente com as demais componentes dessa rubrica e, assim, seu rateio passe a se dar na forma de selo em R$/MWh. Conta Consumo de Combustíveis CCC, Conta de Desenvolvimento Energético CDE e Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA 105. Para a cobrança dos encargos CCC, CDE e PROINFA, a REN nº 166/2005 definiu os componentes TUSD-CCC, TUSD-CDE e TUSD-PROINFA, em R$/MWh, a serem aplicadas sobre a parcela do consumo mensal que exceda o atendimento feito por empreendimento próprio de produção independente e/ou de autoprodução, considerando todas as unidades consumidoras dos sistemas interligado e isolados. Especificamente em relação às TUSD-CCC e TUSD-PROINFA, estas não incidem sobre o consumo mensal pertencente à Subclasse Residencial Baixa Renda. Esses três componentes fazem parte da TUSD Encargos Setoriais e são cobrados na forma de selo Julga-se adequado essa forma de rateio, e propõe-se que seja mantida. Esses três componentes passam a fazer parte da TUSD Encargos, juntamente com os componentes RGR, TFSEE e ONS. Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética - TUSD P&D_EE 107. De acordo com a REN nº 166/2005, existe a incidência do encargo P&D-EE tanto na TUSD quanto na TE. A parcela da TUSD está considerada no componente tarifário TUSD Encargos de Serviço de Distribuição e é atualmente repassada à tarifa de cada subgrupo tarifário por meio dos custos marginais de capacidade. Na TE o repasse na tarifa se dá por meio de um selo baseado no mercado de energia (MWh) dos consumidores cativos Deve-se buscar, naquilo que couber, uma transparência e neutralidade na apuração e repasse dos custos não gerenciáveis - Parcela A - às tarifas. Nessa busca, é necessária uma adequação do cálculo da parcela da TUSD referente ao encargo P&D_EE Assim, sugere-se que esta referência de custo seja repassada à tarifa seguindo a mesma lógica de apuração da receita deste encargo, ou seja, como um percentual de sua base de cálculo - a ROL. Na tarifa, o reflexo será a apuração de um percentual dos respectivos componentes tarifários que formam a ROL para cada subgrupo tarifário em específico e cada tipo de acessante, ou seja, haverá cobrança em R$/kW e R$/MWh. Essa componente fará parte da TUSD P&D_EE.

24 Fls. 24 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de TUSD PERDAS Perdas Técnicas e Perdas na Rede Básica sobre Perdas técnicas 110. Os custos das perdas elétricas nas redes de distribuição são alocados no item TUSD - Perdas Técnicas e cobrados em R$/kW, rateados na proporção dos custos marginais de expansão das redes. Já o item Perdas de Rede Básica relativo às perdas técnicas e não técnicas é contabilizado como um dos componentes da TUSD Fio A, rateado como um selo e cobrado em R$/kW Porém, sabe-se que as perdas impostas pelos diferentes tipos de unidades consumidoras variam de acordo com o ponto de conexão e o seu perfil de consumo. Assim, entende-se que os custos associados às perdas elétricas nas redes de distribuição e às perdas na Rede Básica devido às perdas técnicas e não técnicas nas redes de distribuição devem ser repassados na tarifa em R$/MWh, e ponderados por fatores de perdas de energia e proporção de fluxo. Esses fatores serão obtidos a partir do cálculo de perdas técnicas descrito no Módulo 7 Cálculo de Perdas na Distribuição, do PRODIST. A alteração do critério de repasse das perdas de R$/kW para R$/MWh traz coerência sobre a origem desse custo, uma vez que as perdas são computadas em energia Esses dois componentes farão parte da TUSD Perdas. TUSD Perdas Não Técnicas 113. A REN nº 166/2005 estabeleceu que a forma mais adequada de ratear os custos das perdas não técnicas era por meio de um percentual correspondente à fração que os custos de perdas não técnicas representam sobre o total da receita obtida com a TUSD. Esses valores resultam no componente tarifário TUSD Perdas Não Técnicas que é aplicado parte em R$/kW e parte em R$/MWh, de acordo com o componente tarifário a que estão associados Porém, a origem do custo é formada em R$/MWh, uma vez que as perdas são computadas em energia. Assim, sugere-se que as perdas não técnicas passem a ser cobradas somente em R$/MWh, proporcionalmente à receita de TUSD de cada nível de tensão - selo por nível de tensão. Esse custo deve ser recuperado sob a rubrica TUSD Perdas Não Técnicas. TARIFA DE ENERGIA - TE 115. A REN nº 166/05 estabelece que a TE é formada pelos seguintes itens: Custo de aquisição de energia elétrica para revenda; Custo da geração própria da concessionária de distribuição; Repasse da potência proveniente da Itaipu Binacional;

25 Fls. 25 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de Transporte da energia proveniente da Itaipu Binacional Uso dos sistemas de transmissão da Itaipu Binacional; Uso da Rede Básica vinculado aos Contratos Iniciais; Encargos de Serviços do Sistema ESS; Perdas na Rede Básica; Pesquisa e Desenvolvimento P&D e Eficiência Energética; e Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica TFSEE Atualmente todos esses componentes são rateados na forma de selo e respeitando o sinal horossazonal, qual seja, a diferenciação entre ponta e fora ponta e períodos seco e úmido As principais alterações na TE referentes aos componentes de custos é a extinção da incidência da TFSEE na TE, que será cobrada inteiramente na TUSD, e o reagrupamento de seus componentes, quais sejam: TE Energia Comprada - composto da energia comprada e Geração Própria, TE Encargos formada pelo ESS e CFURH, TE P&D e TE Demais Componentes que engloba Perdas na Rede Básica sobre mercado cativo, Contratos iniciais e Itaipu. A forma de rateio proposta para todos os componentes da TE permanece a mesma, ou seja, selo por MWh. III Comparação: Critério Atual x Critério Proposto 118. Em resumo, a tabela a seguir apresenta a forma de cálculo dos componentes tarifários conforme propostas apresentadas nas seções anteriores.

26 Fls. 26 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de Tabela 5: Critério Atual x Critério Proposto para Cálculo dos Componentes Tarifários ATUAL PROPOSTA TUSD TUSD FIO B (R$/kW CMg) Remuneração dos Ativos Custos Operacionais Depreciação TUSD FIO B (R$/kW CMg) Remuneração dos Ativos Custos Operacionais (custos comerciais proporcionais ao nº UC) Depreciação TUSD FIO A (R$/kW selo ) TUSD FIO A (R$/kW φ e fpp ) TUST - RB TUST - RB TUST - FR TUST - FR CUSD CUSD Conexão Conexão Perdas na RB (sobre perdas na D) TUSD ENCARGOS DO SERVIÇO (R$/kW CMg) RGR TFSEE P&D Contribuição ONS (R$/kW Selo ) TUSD ENCARGOS SETORIAIS (R$/MWh Selo ) CCC (R$/MWh selo ) CDE (R$/MWh selo ) PROINFA (R$/MWh selo ) TUSD PERDAS TÉCNICAS (R$/kW CMg) TUSD PERDAS NÃO TÉCNICAS (R$/kW e R$/MWh % ) TARIFA DE ENERGIA TE (R$/MWh) Compra de Energia Geração Própria MUST Itaipu Transporte Itaipu Perdas na RB/Cativo ESS P&D_EE TFSEE TUSD ENCARGOS (R$/MWh Selo ) RGR TFSEE Contribuição ONS CCC CDE PROINFA TUSD P&D_EE (R$/MWh e R$/kW - % ) TUSD PERDAS (R$/MWh Fator Perdas Energia) Perdas Técnicas Perdas na RB/Perdas na D TE TUSD PERDAS NÃO TÉCNICAS (R$/MWh Selo por nível) TARIFA DE ENERGIA TE (R$/MWh) TE - Mix de Compra Compra de Energia Geração Própria Energia de Itaipu TE - ENCARGOS (CFUR ESS) TE P&D_EE TE Demais Componentes Perdas RB/Cativo MUST Itaipu Transporte Itaipu

27 Fls. 27 Nota Técnica n.º 360/2010 SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de III Construção das Tarifas de Referência e Aplicação 119. O cálculo da Estrutura Tarifária proposto pode ser desenhado como disposto no diagrama da Figura 6. Busca-se assim definir o fluxo do processo de cálculo de forma detalhada. Figura 6- Diagrama do processo de definição da Estrutura Tarifária 120. Desde a REN nº 166/2005 foi estabelecido o conceito de que a tarifa é formada por componentes, os quais são novamente subdivididos, sendo a tarifa final o somatório desses componentes. A construção de Tarifas de Aplicação (TA) aquelas efetivamente observadas pelo usuário envolve diversas etapas, conforme detalhado a seguir.