Nota Técnica n 289/2008-SRE/ANEEL. Em 24 de setembro de Processo n /

Transcrição

1 Nota Técnica n 289/2008-SRE/ANEEL Em 24 de setembro de 2008 Processo n / Assunto: Estudo dos efeitos da comercialização de Energia Adicional Temporária pelas distribuidoras. I. DO OBJETIVO Análise da comercialização, pelas distribuidoras, de energia com preços inferiores àqueles homologados pela ANEEL, conhecida por diversas denominações, entre as quais Energia Plus, Energia Adicional a Energia Firme, Comercialização de Energia de Curto Prazo, Energia Adicional Temporária, Energia Extra, entre outros. Esta Nota Técnica tem como objetivo avaliar os impactos dessa forma de comercialização de energia nas tarifas dos demais consumidores das distribuidoras. II. DOS FATOS 2. Em 18 de março de 2003, a ANEEL emitiu Ofício Circular nº 212/2003-SRC/ANEEL autorizando as distribuidoras praticar a venda de energia temporária a consumidores cativos, em geral para clientes com THS Verde. 3. O Ofício nº 212/2003-SRC/ANEEL destacou que os procedimentos adotados pelas distribuidoras na comercialização de energia neste formato deveriam observar os seguintes itens: a) venda de energia elétrica por tempo determinado e montante especificados; b) a parcela ofertada é complementar à energia firme, caracterizando um aumento de consumo; c) a efetivação da venda está condicionada à disponibilidade técnica do sistema; d) o processo de venda é efetivado por meio de aditamento do contrato de fornecimento; e) a oferta é, normalmente, anunciada por meio da lntemet e, em alguns casos, são enviadas correspondências a consumidores específicos. 4. Está destacado no Ofício que a prática de valores inferiores aos homologados é possível e prevista nos contratos de concessão, uma vez que as tarifas representam limites superiores, desde que seja obedecido o princípio da isonomia, referindo-se especificamente à necessidade de ser dispensado mesmo tratamento a unidades consumidoras de um mesmo patamar tarifário e atendidas em condições idênticas. * A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência

2 (Fls. 2 Nota Técnica n 289/2008-SRE, de 24/09/2008) 5. A SRC conclui que a prática adotada pelas concessionárias é congruente com os princípios adotados nos contratos de concessão e nas normas gerais de regulamentação setorial, mas deve atender ao principio da isonomia, e autoriza as distribuidoras a praticar esta forma de comercialização de energia, ressaltando os seguintes aspectos: a. envio de correspondência contendo ofertas de energia elétrica a preços e condições diferenciadas para todos os consumidores-alvo; b. dar ampla publicidade ao assunto na área de concessão; c. a divulgação da oferta deve especiflcar pelo menos o montante de energia ofertado, o período para fornecimento, o preço da energia, os critérios para faturamento, datas inicial e final para solicitação do produto. d. quando as intenções de compra dos consumidores forem maiores que o montante de energia ofertada pela concessionária, o montante disponível deve ser rateado entre todos os demandantes, proporcionalmente aos montantes requisitados; e. no caso de solicitações não atendidas por razões técnicas, o consumidor deve ser informado por meio de correspondência, com antecedência mínima de cinco dias úteis em relação à data prevista para início de fornecimento. Essa correspondência deve indicar, se cabível, a possibilidade de atendimento parcial da solicitação do consumidor; f. os registros contábeis relativos à energia elétrica comercializada nesta modalidade devem ser efetuados conforme estabelece o Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, aprovado pela Resolução ANEEL nº 444, de 26 de outubro de 2001, cuja receita será totalmente informada no formulário RP-111 do Relatório de Informações Trimestrais RIT; g. essa modalidade de comercialização aplica-se somente a consumidores cativos, e só pode ser feita a consumidores localizados na área de concessão da concessionária; h. esta prática não dá margem a pleitos de recomposição tarifária, nem, tampouco, poderá ser motivadora de pedidos de restabelecimento de equilibrio econômico-financeiro. 6. Em 13 de agosto de 2008, a Associação Nacional dos Consumidores de Energia ANACE protocolou carta na ANEEL solicitando imediata averiguação na concessionária RGE a fim de constatar a ocorrência de eventual prática de subsídio cruzado em desacordo com a regulamentação em função da comercialização desta modalidade de comercialização de energia. 7. Esta Nota Técnica apresenta o resultado dos estudos desenvolvidos pela SRE sobre os efeitos para os demais consumidores da prática desta forma não regulada de comercialização de energia por parte das distribuidoras. III. DA ANÁLISE 8. Com a reestruturação do setor elétrico brasileiro, as empresas de distribuição de energia elétrica tiveram uma redefinição de seus papéis, com a segregação das atividades de distribuição e comercialização. A distribuição de energia elétrica, caracterizada como um monopólio natural, passou a ser uma atividade desenhada para a disponibilização do meio físico e das condições para que o mercado de energia se desenvolvesse com equilíbrio entre os agentes e de maneira eficiente.

3 (Fls. 3 Nota Técnica n 289/2008-SRE, de 24/09/2008) 9. No período entre a publicação das primeiras tarifas horo-sazonais, em 1982, e o início do 2º ciclo dos processos de revisão tarifária periódica das distribuidoras, em 2007, poucas mudanças foram feitas no tocante a estrutura tarifária, uma vez que a ANEEL seguiu adotando a mesma base metodológica dos anos 80, consolidada em um estudo publicado pelo Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica - DNAEE, intitulado Nova Tarifa de Energia Elétrica metodologia e aplicação, de 1985, e comumente conhecido como Livro Verde. 10. Entretanto, nesse período, houve mudanças profundas no setor elétrico, sendo a desverticalização a principal delas. Em decorrência, os serviços de fio e comercialização de energia foram segregados, muito embora a estrutura tarifária tenha permanecido a mesma. 11. Uma estrutura tarifária desatualizada pode provocar distorções e levar consumidores a um comportamento que não minimize custos e otimize a utilização do sistema. Um exemplo desse tipo de comportamento é o indicativo que alguns grupos tarifários se sentem excessivamente penalizados pelas tarifas de ponta e instalam geradores a diesel para reduzir seu consumo nesse horário. 12. Em função da existência de distorções como essa, as distribuidoras buscam alternativas para não perder esses consumidores nos horários de ponta de seus sistemas. Para entender melhor o problema é necessário, primeiramente, conhecer como são formadas as tarifas horo-sazonais homologadas pela ANEEL. Modalidades Tarifárias Horo-sazonais 13. As tarifas horo-sazonais são aplicadas aos grandes consumidores atendidos em alta tensão, com o objetivo de atribuir a cada consumidor, da forma mais justa possível, o custo que ele efetivamente imputa ao sistema, e para incentivá-los a modular suas cargas no horário de ponta do sistema, reduzindo dessa forma os investimentos necessários para expansão das redes de distribuição e transmissão. 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, como apresentado na figura a seguir. CMC (R$/kW) 0 Gráfico 1 Função de custos _ H ou FC

4 (Fls. 4 Nota Técnica n 289/2008-SRE, de 24/09/2008) 14. Existem modalidades tarifárias em que os custos relativos à Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD não são inteiramente cobrados em R$/kW, sendo parte desses custos transferidos para R$/MWh, com o objetivo de tornar a cobrança da TUSD mais justa, considerando os diferentes perfis de carga dos consumidores, conforme detalhado a seguir. 15. Assim, um consumidor que solicita uma demanda máxima de 1kW no horário de ponta, mas que utiliza essa demanda máxima por um número pequeno de horas durante o ano, ou seja, que possui um baixo fator de carga no horário de ponta, é na realidade responsável pelo desenvolvimento de um sistema de distribuição para atendimento de uma capacidade inferior a 1kW. 16. Considerando a característica linear da equação tarifária, para construir as modalidades tarifárias procurar-se-á ajustar à curva teórica do custo de capacidade à diversas tangentes que representem os custos das diferentes formas de consumo, como exemplificado no gráfico a seguir. Gráfico 2 Retas tarifárias de acordo com o perfil de consumo 17. 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. No gráfico 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. 18. No Brasil, quando foi definida a estrutura tarifária na década de 1980, foram criadas duas tarifas horo-sazonais (THS): a THS Azul e a THS Verde. Essas duas modalidades tarifárias possuem valores idênticos nos postos tarifários fora de ponta, cobrado em R$/kW. Nos horários de ponta, a TUSD- FIO A, TUSD-FIO B, TUSD Encargos do Serviço de Distribuição e TUSD-Perdas Técnicas são cobrados apenas em R$/kW na THS Azul 1, caracterizando uma tarifa para consumidores com longa utilização do sistema nos horários de ponta. Na THS Verde, estes componentes da TUSD são cobrados apenas em R$/MWh nos horários de ponta, caracterizando uma tarifa para consumidores com curta utilização do sistema nos horários de ponta, ou seja, com baixo fator de carga nesses horários. A Nota Técnica nº 1 A TUSD Perdas Não-Técnicas é cobrada em ponta e fora de ponta, tanto na demanda quanto na energia. Na THS Verde, o componente cobrado na demanda de ponta é convertido em R$/MWh e cobrado na energia de ponta.

5 (Fls. 5 Nota Técnica n 289/2008-SRE, de 24/09/2008) 273/2008-SRE-SRD/ANEEL de 05 de setembro de 2008, mostra como são construídas as modalidades tarifárias horo-sazonais adotadas no Brasil. 19. O art. 53 da Resolução 456, de 29 de novembro de 2000, estabelece os critérios para inclusão de consumidores na estrutura tarifária convencional ou horo-sazonal. Art. 53. Os critérios de inclusão na estrutura tarifária convencional ou horo-sazonal aplicam-se às unidades consumidoras do Grupo A, conforme as condições a seguir estabelecidas I - na estrutura tarifária convencional: para as unidades consumidoras atendidas em tensão de fornecimento inferior a 69 kv, sempre que for contratada demanda inferior a 300 kw e não tenha havido opção pela estrutura tarifária horo-sazonal nos termos do inciso IV; II - compulsoriamente na estrutura tarifária horo-sazonal, com aplicação da Tarifa Azul: para as unidades consumidoras atendidas pelo sistema elétrico interligado e com tensão de fornecimento igual ou superior a 69 kv; III - compulsoriamente na estrutura tarifária horo-sazonal, com aplicação da Tarifa Azul, ou Verde se houver opção do consumidor: para as unidades consumidoras atendidas pelo sistema elétrico interligado e com tensão de fornecimento inferior a 69 kv, quando: a) a demanda contratada for igual ou superior a 300 kw em qualquer segmento horo-sazonal; ou, b) a unidade consumidora faturada na estrutura tarifária convencional houver apresentado, nos últimos 11 (onze) ciclos de faturamento, 3 (três) registros consecutivos ou 6 (seis) alternados de demandas medidas iguais ou superiores a 300 kw; e IV - opcionalmente na estrutura tarifária horo-sazonal, com aplicação da Tarifa Azul ou Verde, conforme opção do consumidor: para as unidades consumidoras atendidas pelo sistema elétrico interligado e com tensão de fornecimento inferior a 69 kv, sempre que a demanda contratada for inferior a 300 kw. 1º O consumidor poderá optar pelo retorno à estrutura tarifária convencional, desde que seja verificado, nos últimos 11 (onze) ciclos de faturamento, a ocorrência de 9 (nove) registros, consecutivos ou alternados, de demandas medidas inferiores a 300 kw. (Parágrafo renumerado pela Resolução ANEEL nº 068, de ) 2º Especificamente para unidades consumidoras classificadas como Cooperativa de Eletrificação Rural a inclusão na estrutura tarifária horo-sazonal será realizada mediante opção do consumidor. (Parágrafo acrescentado pela Resolução ANEEL nº 068, de ) Composição das Tarifas de Fornecimento 20. O Decreto nº 4.562, de 31 de dezembro de 2002, estabeleceu a necessidade de abertura dos contratos de fornecimento dos consumidores do grupo A, em contratos específicos de uso dos sistemas de distribuição ou transmissão, conexão e compra de energia. O decreto estabeleceu ainda a

6 (Fls. 6 Nota Técnica n 289/2008-SRE, de 24/09/2008) incorporação às tarifas de distribuição das parcelas apropriadas do custo do transporte, das perdas de energia, bem como os encargos de conexão e os encargos setoriais do segmento consumo. 21. Cumprindo o disposto no decreto, houve a abertura da tarifa de fornecimento, cobrada do consumidor que ainda não exerceu sua opção pelo mercado livre, em suas diversas componentes, distribuição (TUSD) e energia (TE). A Resolução Normativa ANEEL nº 166, de 10 de outubro de 2005, regulamenta o cálculo da tarifa de uso dos sistemas de distribuição TUSD e da tarifa de energia TE. A seguir mostraremos como são compostas as tarifas de fornecimento horo-sazonais azul e verde. TUSD - Tarifa Horo-Sazonal Azul 22. A modalidade tarifária horo-sazonal azul é caracterizada pela cobrança dos componentes formadores da TUSD, quais sejam, TUSD-FIO A, TUSD-FIO B, TUSD Encargos do Serviço de Distribuição e TUSD-Perdas Técnicas, apenas em R$/kW nos horários de ponta e fora de ponta, sendo que a tarifa possui um valor mais elevado nos horários de ponta para incentivar a modulação da carga nesse período. 23. A despesa anual de um consumidor enquadrado na THS Azul, referente à TUSD no horário de ponta é definida pela seguinte equação: F = T P DP xd P (4) Onde: FP - Fatura da TUSD referente ao horário de ponta. TDP - TUSD de demanda de ponta da THS azul, em R$/kW. D - Demanda máxima de ponta, em kw.ano. P TUSD - Tarifa Horo-Sazonal Verde 24. Como foi dito anteriormente, a THS Verde se caracteriza pela cobrança da TUSD somente em R$/MWh no horário de ponta, de forma a proporcionar uma cobrança mais justa do ponto de vista do custo de responsabilidade dos consumidores com baixo fator de carga no horário de ponta. Assim, os componentes formadores da TUSD de ponta, quais sejam, TUSD-FIO A, TUSD-FIO B, TUSD Encargos do Serviço de Distribuição e TUSD-Perdas Técnicas, são convertidos para R$/MWh, e cobrados proporcionalmente ao consumo realizado no horário de ponta, de acordo com a seguinte equação: F = T P DP xe P (4) Onde: FP - Fatura da TUSD referente ao horário de ponta. TDP - TUSD de demanda de ponta da THS azul, em R$/MWh. E - Consumo de energia de ponta, em MWh. P

7 (Fls. 7 Nota Técnica n 289/2008-SRE, de 24/09/2008) TE - Tarifa de Energia 25. Como já foi dito, a ANEEL vem adotando a mesma base metodológica para definição da estrutura tarifária definida nos anos 80. Em relação à tarifa de energia, esta estrutura tem como base a existência de dois períodos do ano com custos distintos de geração. O período de menor afluência compreendido entre os meses de maio a novembro e os meses de dezembro a abril, caracterizados por uma maior afluência nos reservatórios das usinas hidrelétricas. 26. A Resolução ANEEL n 456/2000, em seu art. 2º, inciso XVII mantém estes conceitos. Além disso, o art. 8 da REN n 166/2005 determina que a Tarifa de Energia TE para o período seco será 12% maior que a TE para o período úmido, bem como determina que no horário de ponta a TE seja 72% maior que a TE para o horário fora de ponta, mantendo a sinalização horo-sazonal vigente em Contratos de Energia Adicional Temporária 27. Os contratos para venda desta energia adicional temporária são, em regra, firmados para o atendimento nos horários de ponta das distribuidoras, e principalmente destinados aos consumidores enquadrados na THS Verde. As tabelas a seguir mostram dados obtidos no SAMP, que comprovam esta afirmação. Quadro 1 - Energia Adicional Temporária - Nível de Tensão A4 - Modalidade Verde e Azul A4 (2,3 a 25 kv) Horo-Sazonal Verde Consumo Horo-Sazonal Azul Ano Consumo de Ponta (MWh) Energia Adic. Temp (MWh) Representatividade Consumo de Ponta (MWh) Consumo Energia Adic. Temp (MWh) Representatividade , ,65 13,08% , ,08 2,68% , ,47 28,46% , ,75 2,67% , ,86 32,36% , ,32 4,89% , ,97 32,31% , ,80 12,15% , ,75 33,86% , ,16 7,95% , ,52 13,69% , ,95 4,35% Total geral , ,22 26,73% , ,06 5,44% Quadro 2 - Energia Adicional Temporária - Nível de Tensão A3a - Modalidade Verde e Azul A3a (30 kv a 44 kv) Horo-Sazonal Verde Horo-Sazonal Verde Ano Consumo de Ponta (MWh) Energia Adic. Temp (MWh) Representatividade Consumo de Ponta (MWh) Consumo Energia Adic. Temp (MWh) Representatividade , ,53 9,14% , ,85 0,84% , ,49 36,92% , ,99 1,98% , ,94 36,44% , ,90 1,49% , ,47 27,52% , ,34 1,03% , ,06 32,28% ,85 683,5 0,59% , ,00 7,95% , ,68 1,84% Total geral , ,49 24,76% , ,27 1,25%

8 (Fls. 8 Nota Técnica n 289/2008-SRE, de 24/09/2008) 28. Tomando como exemplo a RGE, de acordo com dados do SAMP no período de abril de 2007 a março de 2008, a distribuidora comercializou essa modalidade de energia ao preço médio de R$ 297,00 / MWh em 2007 e R$ 312,00 / MWh em Neste período as tarifas de consumo homologadas pela ANEEL para este período foram as constantes das tabelas a seguir: ENERGIA (R$/MWh) TARIFA HORO -SAZONAL AZUL PONTA F. P O N T A SUBGRUPO SECA UMIDA SECA UMIDA A1 (230 kv ou mais) 294,98 265,74 179,85 162,88 A2 (88 a 138 kv) 294,98 265,74 179,85 162,88 A3 (69 kv) 294,98 265,74 179,85 162,88 A 3 a ( 3 0 a 4 4 k V ) 294,98 265,74 179,85 162,88 A 4 ( 2,3 a 2 5 k V ) 294,98 265,74 179,85 162,88 AS (Subterrâneo) 308,76 278,11 188,25 170,54 TARIFA HORO- SAZONAL VERDE ENERGIA (R$/MWh) PONTA F. PONTA SUBGRUPO SECA UMIDA SECA UMIDA A 3 a ( 3 0 a 4 4 k V ) 708,96 679,72 179,85 162,88 A4 (2,3 a 25 kv) 935, ,81 179,85 162,88 AS (Subterrâneo) 9 78,50 947,90 188,22 170, Das tabelas acima, pode-se observar descontos praticados da ordem de 70%, se considerarmos a tarifa de consumo horo-sazonal verde de ponta seca. A partir desta constatação, devemos voltar aos conceitos já mostrados nesta Nota Técnica, relativos a construção das tarifas horosazonais homologadas pela ANEEL. A tarifa de R$ 935,05 / MWh tem composição mostrada na tabela a seguir: TUSD TUSD TUSD TUSD TUSD Perdas TE Financeiros T. Forn. FIO A FIO B Enc.Serv.D Encargos P. Tec não Tec 124,51 399,94 21,68 20,04 72,95 7,42 268,34 20,17 935, Percebe-se que o preço cobrado pela venda da energia adicional temporária é suficiente para cobrir os custos relativos à Tarifa de Energia TE calculada pela ANEEL, e parte dos demais componentes da tarifa de consumo horo-sazonal verde de ponta seca. Esta TE é formada por componentes que incluem além dos custos com compra de energia, ESS, P&D, TFSEE, Transporte de Itaipu, Uso dos Sistemas de Transmissão de Itaipu, Rede Básica relativa aos Contratos Iniciais, e Perdas na Rede Básica. 31. Entretanto, desconto concedido é aplicado também aos componentes da TUSD que, na THS Verde são cobrados do consumidor em R$/MWh, conforme já explicamos nesta Nota Técnica. Assim, quando comparamos o preço cobrado pela energia adicional temporária e a tarifa homologada pela ANEEL, concluímos que o desconto na verdade incide sobre todos os componentes da tarifa, TUSD e TE. 32. A ANACE em seu pedido de averiguação do comportamento da RGE argumenta que esta distribuidora está utilizando a flexibilidade de contratos bilaterais com parte relacionada para possibilitar a

9 (Fls. 9 Nota Técnica n 289/2008-SRE, de 24/09/2008) comercialização desta energia temporária. Segundo a ANACE, este comportamento estaria elevando o preço médio dos contratos de compra de energia das tarifas dos demais consumidores da distribuidora. Esta averiguação deve ser realizada no momento dos processos de re-revisão da RGE e reajuste tarifário anual, que devem ocorrer em abril de 2009, quando será possível apurar mês a mês a carteira de contratos utilizada pela da distribuidora, suas sobras e exposições mensais, e comparar com o mercado cativo e com a eventual comercialização desta energia temporária. 33. Além da situação exposta pela ANACE, que afirma que os custos de compra de energia para os demais consumidores cativos da distribuidora podem ser aumentados em função da utilização da flexibilidade de contratos bilateriais com parte relacionada, e que precisa ser melhor estudada, a SRE aponta outras conseqüências da comercialização desta modalidade de comercialização não regulada de energia pelas distribuidoras. Conseqüências deste desconto nos cálculos tarifários 34. O Ofício nº 212/2003-SRC/ANEEL é omisso quanto à informação desse mercado nos processos de reajuste e revisão tarifária. Foi verificado que as distribuidoras, em regra, não incluem este mercado quando encaminham suas informações para os processos tarifários. Esta omissão pode ter, a princípio, as seguintes conseqüências nos processos tarifários: a. Avaliação das perdas nos sistemas de distribuição: de uma forma direta, o nível de perdas da distribuidora é obtido na comparação da energia injetada nos sistemas de distribuição com a energia vendida aos consumidores finais. Como essa venda de energia adicional temporária não é informada, se não expurgada da energia injetada, via dados do SAMP, passa a ser considerada como perdas elétricas, o que dificulta a avaliação do nível real de perdas da distribuidora; b. As tarifas definidas nos processos de revisão tarifária são obtidas considerando a Receita Requerida e o mercado de referência. A não consideração desta venda de energia adicional temporária, resulta em uma tarifa maior para os demais consumidores da distribuidora. Neste caso, o impacto se dá não somente sobre as tarifas dos consumidores cativos, mas também dos consumidores livres, pois o rateio dos custos relativos a TUSD-FIO A, TUSD-FIO B, TUSD Encargos do Serviço de Distribuição, TUSD-Perdas Técnicas e TUSD Perdas Não Técnicas 2, que no caso da THS Verde são convertidos para R$/MWh, consideram um mercado menor; c. O efeito do item anterior se dá também sobre a TUSD Encargos (CCC, CDE e PROINFA), no rateio das Perdas Não Técnicas e dos componentes financeiros. 35. Em relação aos custos com compra de energia, o efeito não ocorre, pois são calculados considerando o mercado informado. Como já foi dito, a venda da energia adicional é percebida como perdas elétricas no sistema de distribuição. Assim a componente da TE relativa aos custos com compra de energia é calculada considerando a necessidade de compra de energia para atender o mercado informado. 2 Somente a componente que incide na demanda de ponta.

10 (Fls. 10 Nota Técnica n 289/2008-SRE, de 24/09/2008) 36. Um dos argumentos utilizados para justificar esta modalidade não regulada de venda de energia é que este procedimento permite que as distribuidoras diminuam suas sobras de energia, desonerando assim os demais consumidores das distribuidoras. Entretanto o Decreto 5.163, de 30 de julho de 2004, já estabelece mecanismos regulados para este fim. 37. Como foi já foi dito nesta Nota Técnica, o surgimento desta modalidade não regulada de venda de energia pelas distribuidoras possivelmente foi provocado por distorções na atual estrutura tarifária praticada no Brasil, que estão levando consumidores a um comportamento que não parece minimizar custos e otimizar a utilização do sistema, como a instalação de geradores a diesel para reduzir seu consumo neste horário, fazendo com que a distribuidora perca este mercado no horário de ponta. Assim, uma solução definitiva para este tipo de distorção depende de estudos mais profundos que visem dar o sinal econômico correto para os consumidores que utilizam a rede de distribuição neste horário. 38. Além disso, esse tipo de modalidade de venda não regulada de energia pode vir a ferir um dos principais aspectos do novo modelo do setor elétrico brasileiro, que definiu um novo papel para as empresas de distribuição de energia elétrica, com a segregação das atividades de distribuição e comercialização. 39. O Ofício nº 213/2003-SRC/ANEEL recomenda que os registros contábeis relativos à energia elétrica comercializada nessa modalidade sejam efetuados conforme estabelece o Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, aprovado pela Resolução ANEEL nº 444, de 26 de outubro de É necessário que a SFF verifique se essa recomendação está sendo seguida, e que as receitas apuradas pelas distribuidoras passem a ser consideradas em seus mercados informados, de modo a fazerem parte do rateio dos custos da distribuidora. IV. DO DIREITO 40. O inciso X, do art. 4 o, do Anexo I, do Decreto n o 2.335, de 6 de outubro de 1997, estabelece a competência da Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL para atuar, na forma da lei e dos contratos de concessão, nos processos de definição e controle de preços e tarifas. 41. O art. 3 da Lei n 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com a redação dada pelo art. 9 da Lei n , de 15 de março de 2004, estabelece incumbência da ANEEL para homologar as tarifas de energia elétrica na forma da mencionada Lei, das normas pertinentes e do Contrato de Concessão. 42. O art. 15, 6 o da Lei n o 9.074, de 7 de julho de 1995, assegura aos fornecedores e respectivos consumidores o livre acesso aos sistemas de distribuição e transmissão de concessionário de serviço público, mediante ressarcimento do custo de transporte envolvido, calculado com base em critérios fixados pelo Poder Concedente. 43. A Lei n o , de 15 de março de 2004, alterou o art. 3 o da Lei n o 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.

11 (Fls. 11 Nota Técnica n 289/2008-SRE, de 24/09/2008) V. DA CONCLUSÃO 44. Pelas razões expostas nesta Nota Técnica, concluímos que: a. a venda da chamada energia adicional temporária está provocando distorções nos processos tarifários, pela omissão das informações deste mercado nos processos de reajuste e revisão tarifária da empresa, onerando as tarifas dos demais consumidores, cativos e livres das distribuidoras; b. o surgimento dessa modalidade não regulada de venda de energia pode ser resultado de uma estrutura tarifária desatualizada, que incentiva consumidores a um comportamento que não minimiza custos e otimiza a utilização do sistema. VI. DA RECOMENDAÇÃO 45. Com base na legislação vigente e nos fatos relatados nesta Nota Técnica, recomendamos que sejam adotados os seguintes procedimentos: a. Enviar Ofício complementar ao Ofício 212/2003 estabelecendo a necessidade de registrar o fornecimento de venda de energia adicional temporária no Gerenciador de Tarifas de Fornecimento GTF, considerando tarifas sem a aplicação do desconto, para os processos de reajuste ou revisão tarifária; b. Incluir, nos ofícios que solicitam o envio dos mercados realizados e projetados para os processos de reajuste e revisão tarifária, respectivamente, a necessidade de informação do mercado de venda de energia adicional temporária; c. Reavaliar os resultados das revisões tarifárias deste 2º ciclo que ainda permanecem em caráter provisório, avaliando e corrigindo, se necessário, os eventuais impactos causados nas tarifas dos demais consumidores das distribuidoras, em especial no que se refere às projeções de mercado consideradas, no cálculo dos referenciais regulatórios para reconhecimentos das perdas não técnicas e na compra de energia, decorrentes da consideração do mercado de venda de energia adicional temporária; d. No processo de re-revisão / reajuste tarifário da RGE em abril /2009, quando estarão consolidadas as informações mensais de contratos, exposições e sobras, mercado cativo e de energia temporária, avaliar as observações formalizadas pela ANACE (SIC / ), em especial o custo médio da energia previsto no processo de revisão de 2008 em comparação ao custo médio praticado pela distribuidora, verificando os volumes utilizados dos contratos com parte relacionada, para avaliar se este comportamento está provocando uma elevação dos custos de compra de energia atribuídos aos demais consumidores da distribuidora;

12 (Fls. 12 Nota Técnica n 289/2008-SRE, de 24/09/2008) e. Que sejam realizados estudos no sentido de eliminar distorções da estrutura tarifária vigente no Brasil. CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES Superintendência de Regulação Econômica - SRE CARLOS EDUARDO CABRAL CARVALHO Superintendência de Regulação Econômica - SRE RODRIGO SANTANA Superintendência de Regulação Econômica - SRE FLÁVIA LIS PEDERNEIRAS Superintendência de Regulação Econômica - SRE De acordo, DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação Econômica