Nota Técnica n 333/2013-SRE/SRD/ANEEL. Em 31 de julho de Processo: /

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1 Nota Técnica n 333/2013-SRE/SRD/ANEEL Em 31 de julho de Processo: / Assunto: Aprimoramentos no cálculo da Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD modalidade distribuição aplicável às concessionárias e permissionárias de distribuição e definição de trajetória para a convergência gradual dos descontos concedidos nas tarifas de cooperativas de eletrificação rural autorizadas e não regularizadas. I. DO OBJETIVO 1. Aprimorar o cálculo da Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição TUSD modalidade distribuição, aplicável às concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica e definir trajetória para a convergência gradual dos descontos concedidos atualmente nas tarifas de cooperativas de eletrificação rural autorizadas e não regularizadas. II. DOS FATOS 2. A Audiência Pública - AP nº 108/2012 tem como objetivo obter subsídios e informações adicionais para a consolidação e atualização das condições gerais de suprimento de energia elétrica às distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano. 3. Dentre os diversos assuntos tratados na Nota Técnica nº 433/2012- SRE/SRD/SEM/ANEEL, de 12 de dezembro de 2012, foi apresentada uma proposta de aprimoramento da Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição TUSD aplicável às concessionárias e permissionárias de distribuição 1. Juntamente com a referida Nota Técnica foram disponibilizadas: i) as alterações previstas no Módulo 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária PRORET; e ii) as contribuições e estudos apresentados pela ABRADEE, ASBRACE e ABCE 2. 1 Ítem III.9, parágrafos 73 a 106 da Nota Técnica nº 433/2012-SRE/SRD/SEM/ANEEL. 2 ABRADEE Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica, ASBRACE Associação Sul Brasileira das Pequenas Concessionárias de Energia Elétrica, ABCE Associação Brasileira de Companhias de Energia Elétrica.

2 Fl. 2 Nota Técnica nº 333/2013-SRE/SRD/ANEEL, de 31/07/ Na referida AP, cujo período de contribuições foi de 20 de dezembro de 2012 a 28 de fevereiro de 2013, foram registradas contribuições de 8 agentes sobre a metodologia de cálculo da TUSD modalidade distribuição. 5. Durante esse período, foi publicado o Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013, que regulamentou a Lei nº , de 11 de janeiro de 2013, que dispõe sobre as renovações de concessões, a redução de encargos setoriais e sobre a modicidade tarifária. A Conta de Desenvolvimento Energética CDE passou a custear descontos incidentes nas tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço de distribuição de energia elétrica: consumidor e produtor de fonte incentiva; atividade de irrigação e aquicultura em horário especial; concessionárias e permissionárias de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; subclasse serviço público de água, esgoto e saneamento; subclasse cooperativa de eletrificação rural, inclusive autorizada; classe rural; e subclasse serviço público de irrigação. 6. Em atendimento à regulação, os referidos descontos foram retirados da estrutura tarifária das concessionárias de distribuição na Revisão Tarifária Extraordinária - RTE, de que trata o art. 13 da Lei /2013, processada em 24 de janeiro de Para as permissionárias, esse procedimento é objeto de processo específico. 7. O Decreto veda a aplicação cumulativa dos descontos que regulamenta e determina que a ANEEL estabeleça uma convergência gradual dos descontos concedidos atualmente, para cada concessionária ou permissionária de distribuição, para diversos grupos, entre eles as cooperativas de eletrificação rural. 8. Diante das contribuições recebidas sobre os diversos assuntos, e as avaliações realizadas pela SRD e SRE, foi constatada a necessidade de se realizar nova etapa de recebimento de contribuições em processo de Audiência Pública referente ao cálculo da TUSD de suprimento e trajetória de redução de descontos de cooperativas autorizadas ou não regularizadas. III. DA ANÁLISE 9. Uma das contribuições recebidas diz respeito a ausência de destaque nos objetivos da AP sobre o aprimoramento de cálculo da TUSD. Isso se deve ao fato de que o aprimoramento de cálculo da TUSD não se restringe às distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, mas também alcança os demais acessos de distribuidoras com mercado superior ao referido limite. 10. Apesar de o assunto ter sido abordado na Nota Técnica nº 433/2012- SRE/SRD/SEM/ANEEL, bem como na minuta disponibilizada do Módulo 7 do PRORET, e ter recebido contribuições dos principais agentes afetados, entende-se adequado que o assunto seja explicitado nos objetivos da AP, o que poderá ser feito na nova etapa de recebimento de contribuições. 11. Assim, a presente Nota Técnica complementa as considerações apresentadas no item III.9 3 da Nota Técnica nº 433/2012- SRE/SRD/SEM/ANEEL, considera as contribuições recebidas até o momento na AP nº 108/2012, bem como as avaliações das Superintendências SRD e SRE. 3 Parágrafos 73 a 106.

3 Fl. 3 Nota Técnica nº 333/2013-SRE/SRD/ANEEL, de 31/07/ Desta forma, a proposta consolidada será apresentada de forma sucinta e complementar à citada Nota Técnica, onde constam maiores detalhes sobre a motivação da atual proposta de aprimoramento regulatório. III.1.- PROCESSO DE CÁLCULO TARIFÁRIO 13. A proposta ora em discussão é convergente com o atual processo de cálculo tarifário, definido no Módulo 7 do PRORET, para os reajustes e revisões tarifárias. 14. O processo 4 consiste basicamente de três etapas: i. Cálculo das Tarifas de Referência: as tarifas de referência traduzem a diferenciação dos custos entre os diversos subgrupos e modalidades tarifárias; ii. iii. Cálculo das Tarifas Base Econômica: ajuste das tarifas de referência para considerar a recuperação da receita anual ou receita requerida da distribuidora quando aplicadas ao mercado ajustado de referência 5 ; Cálculo das Tarifas Base Financeira: ajuste das tarifas base econômica para considerar os componentes tarifários financeiros. 15. A busca de um aprimoramento na definição da TUSD entre distribuidoras leva em consideração a necessidade de se redefinir as Tarifas de Referências aplicadas às distribuidoras, uma vez que as duas etapas consecutivas do cálculo são apenas ajustes para que seja considerada a receita econômica e financeira definida no processo tarifário. 16. Por fim, para alguns casos de acesso de distribuidoras será definido um encargo de conexão às instalações de distribuição. Este encargo será considerado na Base Econômica para fins de ajustes das Tarifas de Aplicação para a Base Econômica e Financeira. III.2.- DEFINIÇÃO DA TARIFA DE REFERÊNCIA - TUSD DISTRIBUIÇÃO 17. Inicialmente, cabe tecer alguns rápidos comentários sobre as contribuições recebidas até o momento. A distribuidora AMPLA apresentou a mesma proposta inicial da ABRADEE, ASBRACE e ABCE, que foi disponibilizada na forma de Anexo da Nota Técnica nº 433/2012- SRE/SRD/SEM/ANEEL. As contribuições da ABRADEE e da distribuidora EMG também resgatam esta proposta inicial. 18. Sobre estes pontos, a Nota Técnica nº 433/ SRE/SRD/SEM/ANEEL já apresentava os argumentos pelos quais se entende que tal proposta não deve ser aplicada. 19. A ABRADEE ainda reforçou seus argumentos para que exista um parâmetro de contestação relacionado ao custo associado ao uso do sistema de distribuição, evitando que a acessante possa construir o próprio sistema de conexão diretamente à Rede Básica. De forma semelhante a EMG também solicitou que 4 Submódulos 7.2 e 7.3 do PRORET. 5 Conforme definido nos Submódulos 7.1 e 7.3 do PRORET.

4 Fl. 4 Nota Técnica nº 333/2013-SRE/SRD/ANEEL, de 31/07/2013 exista um limite (cap) no caso da conexão em sistema de alta tensão, considerando eventuais impactos tarifários. Esta proposta já constava na proposição inicial da ABRADEE/ASBRACE/ABCE. 20. Destaca-se que não é trivial obter um custo da alternativa de atendimento para a distribuidora acessante, pois este depende das características do acesso, da disponibilidade do sistema de transmissão, do mercado a ser atendido, dentre outras variáveis. Adicionalmente, por princípio da tarifação de uso, a tarifa considera o custo de atendimento de forma compartilhada de todo o sistema, o que, por coerência deve ser inferior ao de um atendimento exclusivo. 21. Um dos pontos de aprimoramento que mitiga este problema em casos específicos é o cálculo de uma tarifa diferenciada para os atendimentos realizados por meio de ativos exclusivos (atendimento tipo D1, como veremos a seguir). O segundo ponto importante está no aprimoramento da estrutura tarifária no terceiro ciclo de revisão tarifária, com o cálculo de uma estrutura tarifária baseada nos custos médios reais de cada distribuidora, o que afastou eventuais subsídios entre os diversos subgrupos tarifários. A própria contribuição da ABRADEE destaca que a definição de um eventual cap somente seria possível após o conhecimento dos efeitos da nova estrutura tarifária do terceiro ciclo de revisões. 22. A definição de um valor externo como cap pode induzir ao entendimento de um subsídio explícito, ainda que com uma motivação aparentemente lógica, o que somente pode ser aplicado no caso de distribuidoras com mercado inferior a 500 GWh/ano, que possui amparo no art. 51 do Decreto nº 4541 de Contudo, inclusive para estes casos a proposta apresentada afasta qualquer subsídio e considera somente uma regra de transição, como veremos a seguir. 23. Assim, a proposta apresentada prima por algumas premissas, sendo que todas devem ser observadas e contextualizadas na proposta metodológica: i. Ativos compartilhados devem ser remunerados por meio de tarifa. Ativos exclusivos devem ser remunerados por meio de encargo de conexão. Este é um princípio que norteia todo o processo tarifário da distribuição e também da transmissão e tem base legal com a celebração distinta de dois contratos para uso das redes: Contrato de Uso dos Sistemas de Distribuição e Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição; ii. iii. iv. Coerência com o atual processo de cálculo tarifário, que prima pela simplicidade, reprodutibilidade, e considera o sistema de distribuição de forma modular que resulta na formação dos subgrupos tarifários; Aderência aos custos que cada acessante imputa ao sistema; e Mitigar subsídios tarifários: deve-se avaliar todos os eventuais subsídios envolvidos, seja entre os usuários da distribuidora, bem como entre os usuários das duas distribuidoras envolvidas (acessada e acessante). 24. Como citado, a metodologia tarifária da distribuição pressupõe a agregação do sistema de acordo com suas características o que resulta nos subgrupos tarifários, baseados nos níveis de tensão. A figura 1 ilustra esta segregação considerando que temos 3 tipos de sistemas: i) alta tensão (igual ou superior a 69 kv); ii) média tensão (2,3 a 44 kv) e; iii) baixa tensão (inferior a 2,3 kv).

5 Fl. 5 Nota Técnica nº 333/2013-SRE/SRD/ANEEL, de 31/07/2013 RB TUSD AT TUSD MT TUSD BT AT MT BT Figura 01.- Sistema de distribuição e formação da tarifa de uso 25. A tarifa de uso considera a cadeia de custos considerando o atendimento de um determinado subgrupo pelo sistema a montante e o próprio sistema que forma o subgrupo tarifário. Em outras palavras, a tarifa de alta tensão considera o sistema de alta tensão e o sistema de transmissão. Para o de média tensão considera-se adicionalmente o custo do sistema de média tensão. E para o de baixa tensão é considerada toda a cadeia de rede. Neste cálculo são consideradas a topologia da rede, os carregamentos e os custos associados a cada segmento de sistema. 26. Contudo, na busca de se definir uma tarifa mais aderente ao custo do acesso de cada distribuidora, entende-se que pode ser feita uma subdivisão de cada subgrupo tarifário considerando a composição de cada sistema. E isso pode ser feito sem afastarmos a atual metodologia de cálculo do custo marginal de capacidade por consumidores-tipo, essência do atual cálculo da TUSD. 27. No atual cálculo da TUSD, o cálculo do custo médio considera uma modulação composta por: i) linhas AT; ii) entrada de linha AT e MT; iii) conexão de trafo (tensão primária (AT) e secundária (AT ou MT)); iv) trafo de potência; v) redes de distribuição MT;vi) trafo de distribuição; vii) redes de distribuição BT. 28. No entanto, com tal proposta é necessário definir uma tarifa nominal para cada acesso. Esta visão ainda simplificada é um primeiro passo para a adoção de uma tarifa nominal por acessante, ainda restrito para acesso de distribuidoras e que não alcançará as unidades consumidoras. Mas, se considerarmos o pleito dos agentes, a discussão que está ocorrendo no acesso de unidades consumidoras em ativos de transmissão no âmbito da distribuição 6, e a regra existente de tarifa locacional para geradores em 138/88 kv, verifica-se a necessidade de serem aprofundados os estudos para que futuramente seja definida uma tarifa nominal para acessos em alta tensão, convergindo todas as metodologias e alcançando todos os acessantes. 29. Neste momento entende-se que o cálculo de uma tarifa nodal para as distribuidoras acessantes não prospera diante das diversas discussões acerca dos efeitos indesejados da metodologia 6 Cabe destacar que para os casos de unidades consumidoras conectadas diretamente em ativos de transmissão (DIT) existe uma proposta de tarifa nominal que está sendo discutida na AP nº 99/2012.

6 Fl. 6 Nota Técnica nº 333/2013-SRE/SRD/ANEEL, de 31/07/2013 (variabilidade, complexidade), bem como pela ausência de uma base de dados e de metodologia definida. Espera-se que este tema possa ser estudado nos próximos anos, inclusive discutindo as vantagens e desvantagens entre uma visão individualizada de custos e uma visão agrupada de custos. 30. Na atual proposta foram mapeados 5 tipos de atendimento. RB RB RB 138 kv D1 AT AT 138 kv 69 kv D2 MT D4 MT D3 D4 BT D5 Acesso em alta tensão (A2 e A3) Acesso em média tensão (A3a e A4) Acesso em baixa tensão (grupo B) Figura 2.- Caracterização dos tipos de acesso i. Tipo D1: Acesso diretamente em SE de Rede Básica por meio de ativo da distribuidora acessada em uso exclusivo; ii. Tipo D2: Acesso por meio do sistema de distribuição de alta tensão; iii. Tipo D3: Acesso em SE de distribuição (AT/AT) por meio de ativo da distribuidora acessada em uso exclusivo; iv. Tipo D4: Acesso ao sistema de média tensão, independente do ponto de acesso; v. Tipo D5: Acesso ao sistema de baixa tensão, independente do ponto de acesso. 31. A definição da TUSD inicia-se com a classificação do tipo de atendimento, que dependerá de duas avaliações: i. Nível de tensão de atendimento; e ii. Uso de ativos de forma compartilhada ou exclusiva. 32. No caso D1, a TUSD terá valor igual ao custo da TUST (componente rede básica e fronteira) da Subestação de conexão. Adicionalmente, os ativos em uso exclusivo de propriedade da distribuidora acessada deverão ser remunerados por meio de encargo de conexão calculado conforme estabelecido no PRORET, submódulo 6.3.

7 Fl. 7 Nota Técnica nº 333/2013-SRE/SRD/ANEEL, de 31/07/ Já o atendimento tipo D2 pressupõe o uso de ativos compartilhados e neste caso deve-se cobrar a tarifa do nível de tensão (A2 ou A3). Não há como neste caso avaliar os ativos do nível estão sendo utilizados (quais e de que forma), e, portanto, a melhor tarifa a ser aplicada é a definida para o subgrupo. Cabe destacar que a definição de um encargo sobre ativos identificados não é suficiente, pois o mais adequado seria o cálculo de um fluxo que considere todo o sistema. 34. O atendimento tipo D3 será similar ao tipo D4, contudo aplicado à alta tensão. Desta forma, define-se uma tarifa baseada na tarifa do nível de tensão, mas que considera somente os ativos até o nível (no exemplo, a tarifa tipo D3 em 69 kv, que deriva de um sistema em 138 kv, considerará o custo até o 138 kv e a transformação 138/69 kv). Este valor será obtido pela razão entre o custo médio total do 69 kv e a fração que considera somente os custos associados à transformação 138/69 kv, semelhante à formulação que será apresentada para o tipo D4. Adicionalmente, caso existam ativos em 69 kv de uso exclusivo pela distribuidora acessante, estes serão remunerados por meio de um encargo de conexão. 35. O tipo D4, atendimento em média tensão considera somente os custos até o nível de média tensão. Não serão considerados custos de bays de rede e de redes de distribuição em média tensão, o que resulta em uma proporção da componente TUSD FIO B do subgrupo MT (A3a ou A4). onde: (1) tarifa de referência TUSD FIO B Uso Distribuição de média tensão; tarifa de referência TUSD FIO B de média tensão da supridora; relação entre o custo de atendimento de uma distribuidora em média tensão e o custo médio de atendimento de um consumidor do nível. 36. No mapeamento dos tipos de acesso verifica-se que a maioria dos acessos de distribuidoras em média tensão ocorre na subestação da distribuidora acessada. Sabe-se que podem existir outros tipos de acesso, como, por exemplo, por meio de rede de exclusiva em média tensão da distribuidora acessada, derivações do alimentador da distribuidora acessada, dentre outras configurações. Esta foi uma das contribuições recebidas na Audiência Pública. Contudo, o controle e o mapeamento destes diversos tipos de acesso em média tensão é trabalhoso, de difícil realização, e ainda assim ser impreciso. Assim, na busca da simplicidade, opta-se em aplicar a mesma metodologia tipo D4 para todos os acessos em média tensão. CÁLCULO DO FATOR K 37. Para determinação do fator k da equação (1) considere a matriz de distribuição de custos de FIO B da distribuidora acessada apresentada na tabela abaixo, resultante da metodologia regulamentada no Submódulo 7.2 do PRORET para o cálculo das tarifas de referência TUSD FIO B das distribuidoras no terceiro ciclo de revisões tarifárias. Tabela 1 - Matriz de distribuição de custos de FIO B A2 A2 A3 MT BT EVA2/A2 A3 EVA3/A2 EVA3/A3

8 Fl. 8 Nota Técnica nº 333/2013-SRE/SRD/ANEEL, de 31/07/2013 MT EVMT/A2 EVMT/A3 EVMT/MT BT EVBT/A2 EVBT/A3 EVBT/MT EVBT/BT 38. O atendimento de uma carga em determinado nível de tensão, imputa investimentos tanto no nível de tensão de conexão quanto nos níveis a montante. De acordo com a matriz de custos da Tabela 1, as cargas de determinado subgrupo representadas pelas linhas da matriz - devem recuperar custos associados aos ativos do seu nível de conexão e custos associados aos ativos dos níveis a montante. Dessa forma, EVMT/A2 representa a parcela de custo dos ativos em 138 e 88 kv que deve ser ressarcida pelas cargas atendidas em MT, EVMT/A3 a parcela de custo dos ativos em 69 kv alocada às cargas de média tensão, e EVMT/MT a parcela de custos dos ativos de 2,3 a 44 kv que deve ser recuperada pela TUSD FIO B das cargas atendidas em média tensão. Portanto, o total de parcela B da distribuidora a ser recuperada pelas suas cargas de média tensão - EVMT - é dado por EVMT/A2 + EVMT/A3 + EVMT/MT. 39. De forma geral e desconsiderando a característica do consumo, a conexão de uma distribuidora em MT imputa à distribuidora acessada os mesmos custos de alta tensão incorridos por ela no atendimento de qualquer outra carga. Por outro lado, os investimentos necessários em ativos de MT são inferiores, tendo em vista que a conexão da distribuidora acessante ocorre diretamente na subestação, não exigindo, portanto, expansão das redes de média tensão. 40. Dessa forma, o fator k da equação (2) busca mensurar o custo de atendimento de uma distribuidora acessante em relação às demais cargas atendidas em MT. 41. Do exposto acima, conclui-se que não deve haver diferenciação, entre demais cargas e distribuidoras acessantes, na parcela da tarifa relativa ao ressarcimento dos custos de alta tensão. Contrariamente, no que se refere à parcela para recuperação dos custos de média tensão, a tarifa da distribuidora acessante deve ser proporcional ao custo de seu atendimento que é reduzido. 42. A parcela da tarifa associada aos custos de média tensão é diretamente proporcional à EVMT/MT, que, por sua vez, é diretamente embora não linearmente - proporcional ao custo marginal de expansão dos níveis de média tensão De acordo com a metodologia regulamentada no Sumódulo 7.2 do PRORET, os custos marginais de expansão são definidos com base nos custos médios do sistema de distribuição, obtidos por módulos de equipamentos/redes. Para os sistemas de média tensão, o custo médio é obtido considerando o custo de quatro módulos, conforme equação abaixo: onde: custo médio do sistema de distribuição de média tensão em R$/kW; custo médio das redes de média tensão em R$/kW; custo médio dos bays de linha em R$/kW; custo médio das transformações AT/MT em R$/kW; (2)

9 Fl. 9 Nota Técnica nº 333/2013-SRE/SRD/ANEEL, de 31/07/2013 R$/kW. custo médio dos bays de conexão de transformações AT/MT em 44. Considerando que a conexão de uma distribuidora no sistema de média tensão de outra distribuidora não acarreta custos adicionais de linha e nem de bays de linha, pode-se encontrar a participação relativa de atendimento de uma distribuidora em média tensão a partir da equação (4): (3) onde: participação relativa da distribuidora acessante na formação do custo médio dos sistemas de média tensão da distribuidora acessada. 45. Dessa forma, considerando como uma proxy do custo de atendimento de uma distribuidora no que se refere aos ativos de MT, o fator k, que determina a relação entre o custo de atendimento de uma distribuidora e as demais cargas da distribuidora acessada, pode ser obtido como: (4) 46. Portanto, a tarifa de referência TUSD FIO B, proposta para o uso distribuição em média tensão, considera 100% dos custos dos níveis de tensão a montante, diferindo da tarifa dos consumidores somente devido à parcela associada aos custos do nível em que ocorre a conexão. 47. Por fim, o tipo D5 seriam acessos em baixa tensão. Nestes casos, semelhante ao equacionamento do tipo D4, será apurada uma TUSD correspondente a uma razão da TUSD do nível BT, considerando somente os ativos até o nível (acrescenta-se aos ativos de MT os custos relacionados ao transformador de distribuição), não considerando assim os custos das redes de baixa tensão. Este procedimento pressupõe que conexões neste nível de tensão ocorrem no transformador de distribuição, sem o uso de redes de baixa tensão. Tabela 2 Tipos de tarifa de Referência TUSD modalidade distribuição Tipo TUSD fio A TUSD fio B Observação D1 (AT) D2 (AT) D3 (AT) TUSTrb +TUSTfr do ponto TUSD-Fio A do subgrupo (A2 ou A3) TUSD-Fio A do subgrupo (A2 ou A3) TUSD-Fio B do subgrupo (A2 ou A3) Parcela da TUSD-Fio B do subgrupo (k 1.TUSDFIO B) Cálculo do encargo de conexão dos ativos de uso exclusivo, se existir Cálculo do encargo de conexão dos ativos de uso exclusivo, se existir

10 Fl. 10 Nota Técnica nº 333/2013-SRE/SRD/ANEEL, de 31/07/2013 D4 (MT) D5 (BT) TUSD-Fio A do subgrupo (A4 ou A3a) TUSD-Fio A do subgrupo (B) Parcela da TUSD-Fio B do subgrupo (k 2.TUSD- Fio B) Parcela da TUSD-Fio B do grupo (k 3.TUSD-Fio B) III.2.- DEFINIÇÃO DA TARIFA DE REFERÊNCIA DEMAIS COMPONENTES TARIFÁRIOS 48. Para os demais componentes tarifários que compõem as funções de custos TUSD - Perdas e TUSD Encargos, mantem-se a regulamentação vigente, a saber: não incidência da TUSD- Encargos e da componente perdas não técnicas da TUSD Perdas 7. As componentes perdas técnicas e perdas de rede básica devido às perdas regulatórias da distribuidora serão aquelas calculadas para o nível de tensão/subgrupo tarifário da conexão. III.3.- ADEQUAÇÃO DOS CONTRATOS DE CONEXÃO - CCD 49. Para os casos de acesso classificados como tipo D1 e D3 será homologado, nos processos tarifários, um encargo de conexão calculado nos termos do Submódulo Assim, entende-se adequado a alteração dos Contratos de Conexão às Instalações de Distribuição CCD para contemplar explicitamente a cobrança deste novo encargo. III.4.- SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS E REGRA DE TRANSIÇÃO 51. A indústria de distribuição de energia elétrica é caracterizada por altos custos fixos em relação aos custos totais, em base unitária. Consequentemente, as tarifas das menores distribuidoras tendem a ser mais elevadas, uma vez que os custos são rateados por um mercado de menor escala. Ainda, o fato das supridas acessarem o SIN por meio da rede de outra distribuidora, potencializa o problema, uma vez que os custos de uso e acesso à rede de distribuição são maiores que os de transmissão. 52. Em consonância, a REN 243/2006 estabeleceu metodologia específica para o cálculo da TUSD aplicável às distribuidoras de pequeno porte, que consistiu basicamente na concessão de desconto de 100% no componente Fio B da TUSD aplicável aos agentes de distribuição, que, pela regra vigente, é o mesmo adotado para carga atendida da tensão de conexão da suprida. O objetivo do não pagamento da componente Fio B da TUSD era conectar virtualmente as distribuidoras de pequeno porte à Rede Básica. 53. O efeito adverso dessa metodologia consiste na existência de subsídio cruzado entre os consumidores da acessada e da acessante, sendo as tarifas destes últimos majoradas pela concessão do citado desconto na TUSD. Essa distorção fica ainda mais aparente nos casos em que as tarifas aplicadas aos 7 Conforme ítem 7 do Submódulo 7.1 do PRORET

11 Fl. 11 Nota Técnica nº 333/2013-SRE/SRD/ANEEL, de 31/07/2013 consumidores da distribuidora acessante são inferiores àquelas cobradas dos consumidores da distribuidora acessada, suscitando questões sobre racionalidade econômica, justiça e coerência desse benefício. 54. Embora o impacto do subsídio da TUSD para os consumidores da distribuidora acessada seja significativamente inferior ao impacto do correspondente encargo de uso na tarifa da distribuidora de pequeno porte, a simples isenção tarifária não permite a mínima cobrança dos custos existentes nesta relação de uso, sejam custos comerciais, operacionais ou ainda, de investimentos realizados para a viabilização do atendimento. 55. Diante de tais fatos, o desconto na TUSD foi regulamentado em caráter transitório, visto que, nos termos da REN 206/2005, o desconto deveria ter sido aplicado apenas até a primeira Revisão Tarifária Periódica da distribuidora acessada, quando seria calculado um encargo correspondente aos custos de compartilhamento dos ativos de distribuição envolvidos diretamente no atendimento à distribuidora de pequeno porte, considerando os parâmetros da metodologia da revisão tarifária periódica, de forma a garantir a cobertura da remuneração, quota de reintegração e custos operacionais dos respectivos ativos. 56. Portanto, a definição de um encargo, ou de uma tarifa específica, tal qual proposta apresentada nesta Nota Técnica, visa identificar o custo de distribuição efetivamente envolvido no atendimento à distribuidora de pequeno porte e repassar parte ou totalidade desse valor aos seus consumidores finais, de forma a eliminar a existência do subsídio, decorrente do desconto na TUSD, entre os consumidores da distribuidora acessada e da acessante. 57. Entretanto, para mitigar eventuais impactos tarifários decorrentes da mudança metodológica proposta, o subsídio atualmente existente sobre a componente TUSD Fio B será reduzido gradativamente até a sua extinção, num prazo de 4 anos (processos tarifários), o que dá uma razão de redução de 25% ao ano. Tabela 3 Regra de Transição para redução do subsídio nos processos tarifários Atual Ano 1 Ano 2 Ano 3 Ano 4 em diante Subsídio sobre TUSD-fio B 100,0% 75% 50% 25% 0% 58. A transição será aplicada a partir do primeiro processo de cálculo tarifário de cada concessionária subsequente à publicação do novo regulamento. III.5.- PERMISSIONÁRIAS 59. Com relação aos descontos na TUSD aplicadas às cooperativas de eletrificação rural regularizadas como permissionárias de distribuição do serviço público de distribuição de energia elétrica, estes foram definidos no processo de regularização, conforme REN n. 205/2005, e para aquelas que estão no 1º ciclo de revisões tarifárias 1CRTP-P, o assunto foi abordado na Audiência Pública nº 19/2011, que resultou na regulamentação disposta no Submódulo 8.1 e 8.3 do PRORET. 60. No que se refere às condições de contratação do uso e acesso às redes de distribuição e transmissão, disciplinadas, respectivamente, pelas Resoluções Normativas n. 506, de 4 de setembro de 2012,

12 Fl. 12 Nota Técnica nº 333/2013-SRE/SRD/ANEEL, de 31/07/2013 e n. 399, de 13 de abril de 2010, estava prevista a aplicação das regras gerais para as permissionárias a partir da primeira revisão tarifária periódica. 61. No entanto, no âmbito da AP 108/2012, foram recebidas contribuições no sentido de manter a regra de transição aplicada às permissionárias até o primeiro ciclo de revisões tarifárias, na qual o faturamento do uso do sistema de distribuição é feito com base na demanda medida, independentemente da demanda contratada. 62. Considerando que o primeiro ciclo de revisões tarifárias das permissionárias teve início em 2012, sem que a AP 108/2012 tenha sido concluída, propõe-se a manutenção do faturamento do uso do sistema de distribuição pela demanda medida, observando os postos tarifários ponta e fora ponta, até que se concluam os estudos sobre o assunto. 63. Ainda que sejam faturadas pelo medido, as permissionárias já deverão celebrar CUSD com a contratação de Montantes de Uso dos Sistemas de Distribuição MUSD para os postos tarifários ponta e fora ponta. III.5.- COOPERATIVAS AUTORIZADAS E NÃO REGULARIZADAS 64. O Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013, em seu art. 1º, parágrafo 2º, dispõe que: 2º No reajuste ou procedimento ordinário de revisão tarifária de que trata o 1º, a Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel deverá estabelecer a convergência gradual dos descontos concedidos atualmente, para cada concessionária ou permissionária de distribuição, aos seguintes valores: I - Grupo A, classe Rural: dez por cento para a tarifa de uso do sistema de distribuição e para a tarifa de energia das unidades classificadas como rural; II - Grupo A, subclasse Cooperativa de Eletrificação Rural: trinta por cento para a tarifa de uso do sistema de distribuição e para a tarifa de energia das unidades classificadas como cooperativas de eletrificação rural; III - Grupo A, subclasse Serviço Público de Água, Esgoto e Saneamento: quinze por cento para tarifa de uso do sistema de distribuição e para a tarifa de energia das unidades classificadas como Serviço Público de Água, Esgoto e Saneamento; IV - Grupo B, subclasse Serviço Público de Água, Esgoto e Saneamento: quinze por cento sobre a tarifa do subgrupo B3; V - Subgrupo B2, classe Rural: trinta por cento sobre a tarifa do subgrupo B1, classe Residencial; VI - Subgrupo B2, subclasse Serviço Público de Irrigação: quarenta por cento sobre a tarifa do subgrupo B1, classe Residencial; e VII - Subgrupo B2, subclasse Cooperativa de Eletrificação Rural: trinta por cento sobre a tarifa do subgrupo B1, classe Residencial. (grifo nosso) 65. Estão compreendidas na subclasse Cooperativa de Eletrificação Rural aquelas regularizadas como autorizadas ou mesmo as que ainda não foram regularizadas pela ANEEL. 66. Os descontos das demais classes e subclasses de consumidores incluídas no Decreto que não as cooperativas são condizentes com os descontos previstos no Submódulo 7.3 do PRORET e vêm sendo ajustados ao longo do 3CRTP (Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas) das concessionárias,

13 Fl. 13 Nota Técnica nº 333/2013-SRE/SRD/ANEEL, de 31/07/2013 para que ao final do ciclo tarifário a transição esteja completada. Para as cooperativas de eletrificação rural, também deve ser estabelecida trajetória de convergência de descontos de modo a cumprir ao comando do Poder Concedente. 67. A tabela a seguir indica as distribuidoras que suprem as cooperativas de eletrificação rural, autorizadas ou não regularizadas, indicando os menores e maiores descontos atualmente presentes nas tarifas: Tabela 4 Descontos nas tarifas das cooperativas autorizadas ou não regularizadas Menor desconto Maior desconto AES SUL 55% 93% Ampla 24% 86% Caiua 49% 69% CEEE 62% 91% Celesc 26% 77% Copel 5% 70% CPFL Paulista 10% 73% EDEVP 50% 80% Elektro 38% 78% Enersul 40% 80% RGE 68% 84% 68. A proposta é para que aquelas cujos descontos sejam superiores à meta proposta pelo Decreto, serão aplicadas trajetórias de redução uniforme em um período de 4 anos (processos tarifários), a contar do próximo processo tarifário da distribuidora. Numa situação hipotética, uma cooperativa suprida por distribuidora que ainda passará por processo tarifário em 2013, o desconto será reduzido a partir da homologação do resultado do processo tarifário, a cada ano e para cada cooperativa, à razão de 1/4 ao ano, até o atingimento dos 30% de desconto regulamentados no Decreto. Caso a revisão/reajuste dessa supridora já tenha ocorrido em 2013, o desconto será reduzido a partir da homologação do resultado do processo tarifário de 2014, a cada ano e para cada cooperativa, à razão de 1/4 ao ano, até o atingimento dos 30% de desconto. 69. Para aquelas que tivessem um desconto inferior, porém, a homogeneização seria no 1º ano, isto é, serão elevados à 30%, sem transição alguma. III.6.- DISPOSIÇÕES GERAIS 70. A metodologia proposta nesta Nota Técnica subsidiará o aprimoramento da regulamentação disposta nos Submódulos 7.1, 7.2 e 7.3 e 6.3 do PRORET. 71. Sua aplicação ocorrerá nas revisões e reajustes tarifários posteriores à aprovação da metodologia, concatenando assim ao processo tarifário, o que evita eventuais efeitos financeiros.

14 Fl. 14 Nota Técnica nº 333/2013-SRE/SRD/ANEEL, de 31/07/2013 IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 72. O inciso X do art. 4º do Anexo I do Decreto nº 2.335, de 06 de outubro de 1997, estabelece a competência da ANEEL para atuar nos processos de definição e controle de preços e tarifas. 73. A Lei n 9.427, de 26 de dezembro de 1996, art. 3, com a redação pela Lei n , de 15 de março de 2004, art. 9, estabelece incumbência da Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL para homologar as tarifas de energia elétrica na forma da mencionada Lei, das normas pertinentes e do Contrato de Concessão. 74. O Decreto nº 4.562, de 31 de dezembro de 2002, art. 1º, parágrafo 1º, estabelece que na definição do valor das tarifas para os contratos de conexão e de uso dos sistemas de transmissão ou distribuição a que se refere este artigo, serão consideradas as parcelas apropriadas dos custos de transporte e das perdas de energia elétrica, bem como os encargos de conexão e os encargos setoriais de responsabilidade do segmento de consumo. 75. A Lei nº , de 15 de março de 2004, alterou o art. 3º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, destacando, dentre as competências da ANEEL o estabelecimento das tarifas de uso dos sistemas de distribuição e de transmissão. 76. Neste sentido, os contratos de concessão para distribuição de energia elétrica estabelecem na cláusula que trata das tarifas aplicáveis na prestação dos serviços que a ANEEL, de acordo com cronograma previsto no contrato, procederá às revisões dos valores das tarifas de comercialização de energia. Em igual forma prevê mecanismos de reajuste periódicos entre revisões. 77. O Decreto nº 4541, de 23 de dezembro de 2002 disciplinou a contratação da conexão, uso e compra de energia das permissionárias e distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano. O mesmo ato deu competência à ANEEL para definir os valores das tarifas aplicadas a estes contratos. 78. O Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013 estabelece os percentuais de desconto a serem aplicados a diferentes classes e subclasses de consumidores. V. DA CONCLUSÃO 79. A proposta ora em discussão busca aprimorar o cálculo da TUSD, componente TRANSPORTE da modalidade distribuição, aplicável às concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica. 80. A metodologia proposta busca convergir com o atual processo de definição da estrutura tarifaria, apresenta maior aderência aos reais custos que cada acessante imputa ao sistema e mantém as premissas que norteiam o cálculo das tarifas de uso e dos encargos de conexão. 81. Outro ponto observado pela proposta é a redução dos subsídios tarifários, que comprometem a eficiência no uso dos sistemas de distribuição. 82. Cabe destacar que vislumbram-se ainda eventuais aprimoramentos futuros, contudo existe a necessidade de estudos mais aprofundados no médio prazo e, portanto, impossibilitam sua aplicação neste

15 Fl. 15 Nota Técnica nº 333/2013-SRE/SRD/ANEEL, de 31/07/2013 momento. 83. Sobre os descontos aplicados às cooperativas de eletrificação rural, o Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013, definiu os percentuais, sendo competência da Agência estabelecer transição a partir dos valores atualmente praticados. VI. DA RECOMENDAÇÃO 84. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se que a proposta seja submetida a nova fase de recebimento de contribuições da Audiência Pública nº 108/2012, na modalidade intercâmbio documental, juntamente com os demais documentos que integram a consolidação e atualização das condições gerais para contratação do uso e acesso ao sistema de distribuição ou transmissão e compra de energia elétrica pelas concessionárias ou permissionárias de serviço público de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, que atuam no Sistema Interligado Nacional. 85. Adicionalmente, deve-se adequar o texto descritivo do objetivo da AP, detalhando que a proposta de aprimoramento da TUSD alcança todas as contratações de uso entre distribuidoras. 86. Devem ser disponibilizados a presente Nota Técnica juntamente com a minuta da proposta de alterações dos Submódulos 7.2 e 7.3 do PRORET. CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES Especialista em Regulação SRE DANIEL CARDOSO DANNA Especialista em Regulação SRE DIEGO LUIS BRANCHER Especialista em Regulação SRD MARCELO SILVA CASTRO Especialista em Regulação SRD ROBSON KUHN YATSU Especialista em Regulação SRD De acordo, CARLOS ALBERTO CALIXTO MATTAR Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação Econômica