S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E R E G U L A Ç Ã O E C O N Ô M I C A S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E R E G U L A Ç Ã O D O S S E R V I Ç O S D E D I S T R I B U I Ç Ã O Nota Técnica nº 123/2012-SRE-SRD/ANEEL Brasília, 09 de maio de 2012 T E R C E I R O C I C L O D E R E V I S Õ E S T A R I F Á R I A S D A S C O N C E S S I O N Á R I A S D E D I S T R I B U I Ç Ã O D E E N E R G I A E L É T R I C A............................................ E S T R U T U R A T A R I F Á R I A I g u a ç u D i s t r i b u i d o r a d e E n e r g i a E l é t r i c a L t d a AUDIÊNCIA PÚBLICA Agência Nacional de Energia Elétrica Superintendência de Regulação Econômica SGAN 603 / Módulo I 1º andar CEP: 70830-030 Brasília DF Tel: + 55 61 2192-8695 Fax: + 55 61 2192-8679
ÍNDICE I. OBJETIVO... 1 III. ANÁLISE... 3 III.1 RESULTADOS... 3 III.2 DADOS DE ENTRADA... 5 III.3 TARIFAS DE REFERÊNCIA - TUSD... 6 III.4 TARIFAS DE REFERÊNCIA - TE... 18 III.5 MERCADO DE REFERÊNCIA AJUSTADO... 18 III.6 TARIFAS DE APLICAÇÃO... 19 III.7. FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA... 21 III.8. IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES... 21 III.9. TRANSIÇÃO DA APLICAÇÃO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA... 21 III.10. CÁLCULO DA TUSD PARA CENTRAIS GERADORAS... 22 IV. FUNDAMENTO LEGAL... 22 V. CONCLUSÃO... 23 VI. RECOMENDAÇÃO... 23
Nota Técnica n o 123/2012 SRE-SRD/ANEEL Em 09 de maio de 2012. Processos n.º 48500.000926/2012-32 e 48500.003949/2011-18 Assunto: Cálculo da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição TUSD e da Tarifa de Energia TE da IENERGIA relativas ao Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas - 3CRTP das concessionárias de distribuição de energia elétrica. I. OBJETIVO Submeter à Audiência Pública - AP a proposta de definição das Tarifas de Referência e Aplicação, provenientes da revisão tarifária da IENERGIA relativas ao Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas - 3CRTP. II. DOS FATOS O Módulo 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária PRORET estabelece as metodologias aplicáveis ao 3CRTP e, portanto, fundamenta os cálculos apresentados na presente Nota Técnica. Uma revisão conceitual das metodologias aplicáveis, que vai além do escopo do presente documento, pode ser feita a partir das seguintes referências 1 : Resolução Normativa nº 464, de 22 de novembro de 2011; PRORET Módulo 7: Submódulo 7.1 Procedimentos Gerais; Submódulo 7.2 Tarifas de Referência; Submódulo 7.3 Tarifas de Aplicação; e Nota Técnica nº 311/2011-SRE-SRD/ANEEL, de 17 de novembro de 2011 Proposta Geral. 2. O Contrato de Concessão nº 050/99, que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da IENERGIA, estabelece o ciclo tarifário da distribuidora cuja terceira revisão tarifária periódica deve ocorrer em 7 de agosto de 2012. 1 Disponível no endereço eletrônico da ANEEL na internet: http://www.aneel.gov.br/cedoc/bren2011464.pdf
(Fls. 2 da Nota Técnica n o 123/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012) 3. As metodologias aplicáveis ao 3CRTP são definidas nos Módulos 2 e 7 do PRORET que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária. Ambos os módulos foram aprovados em novembro de 2011 por meio das Resoluções Normativas REN nº 457/2011 e nº 464/2011, respectivamente. 4. Complementarmente, os Módulos 2, 6 e 7 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional PRODIST regulamentam outras matérias afetas ao cálculo da estrutura tarifária. 5. O Submódulo 10.1 do PRORET define a ordem, as condições de realização, os requisitos de informações e as obrigações periódicas concernentes ao processo de revisão tarifária das distribuidoras e permissionárias de energia elétrica. 6. Complementarmente, o Módulo 6 do PRODIST define e detalha o fluxo de parte das informações necessárias para o cálculo da estrutura tarifária. 7. Com base no arcabouço regulatório, o Ofício nº 292/2011-SRD/ANEEL, de 07 de dezembro de 2011, e o Ofício- Circular nº2/2012-sre/aneel, de 17 de janeiro de 2012, orientaram a forma de envio dos dados pela distribuidora. 8. A IENERGIA protocolou os dados de resposta ao Ofício nº 292/2011-SRD/ANEEL, por meio das correspondências nº 397/2012, de 16/02/2012, nº 615/2012, de 19/03/2012, s/n de 16/04/2012, s/n de 17/04/2012, s/n de 20/04/2012, nº 918/2012 de 07/05/2012. 9. Os dados de mercado foram obtidos por meio do Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica SAMP sendo o controle de atualização dos dados feito no próprio aplicativo. 10. Em particular, verificou-se que a distribuidora encaminhou diversas versões do relatório da campanha de medição, indicando que se tratava de versões preliminares pois o trabalho não estava concluído. A distribuidora, desta forma, não cumpriu o prazo regulamentado no Modulo 10 do PRORET e 6 so PRODIST. 11. A análise dos dados apontou inconsistências que foram relatadas no Ofício nº 186/2012- SRD/ANEEL, de 02 de maio de 2012. Complementarmente, foram identificadas outras inconsistências, que foram apresentadas para a distribuidora em contato telefônico, e que seriam avaliados pela distribuidora. 12. Os demais dados, como os custos regulatórios considerados na construção das tarifas são resultados do processo de definição do nível tarifário cujo processo e resultados estão detalhados na Nota Técnica nº 122/2012-SRE/ANEEL de 09 de maio de 2012. 13. Após a descrição dos fatos passa-se à análise. A Seção seguinte inicia-se com a apresentação do impacto tarifário a ser percebido pelos consumidores. Posteriormente, demonstram-se os dados de entrada para a construção das tarifas bem como o cálculo das tarifas de Referência e de Aplicação,
(Fls. 3 da Nota Técnica n o 123/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012) além do mercado de referência ajustado. Por fim, são apresentados os parâmetros flexibilizados para o cálculo da estrutura tarifária, impactos tarifários relevantes e possível transição para aplicação das novas tarifas. III. ANÁLISE III.1 RESULTADOS 14. O resultado da revisão tarifária submetido à Audiência Pública da IENERGIA resultará no efeito médio a ser percebido por subgrupo tarifário, conforme tabela 1, considerando todo o mercado da distribuidora: consumidores, geradores e outras distribuidoras ou permissionárias. Tabela 1 Efeito médio por Subgrupo Tarifário Subgrupo Efeito Médio (%) EFEITO MÉDIO PARA o Grupo A ( 2,3 kv) 9,94% A4 (2,4 a 25 kv) 9,94% EFEITO MÉDIO PARA o Grupo B ( 2,3 kv) -8,92% B1 (Baixa Tensão Residencial e Baixa Renda) -10,01% B2 (Baixa Tensão - Rural) -5,13% B3 (Baixa Tensão Demais Classes) -9,90% B4 (Baixa Tensão Iluminação Pública) -5,23% 15. A tabela 2 demonstra os efeitos médios percebidos pelos consumidores cativos do Grupo A nas modalidades tarifárias Azul, Verde e Convencional. Tabela 2 Efeito Médio por Subgrupo Tarifário e Modalidade do Grupo A Subgrupo Modalidade Efeito Médio (%) Azul 7,65% A4 (2,4 a 25 kv) Verde 8,96% Convencional 9,80% 16. A tabela 3 demonstra os efeitos médios segregados em TUSD e TE por subgrupo e modalidade dos Grupos A e B.
(Fls. 4 da Nota Técnica n o 123/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012) Tabela 3 Efeito Médio TUSD e TE por Subgrupo Tarifário e Modalidade Subgrupo Modalidade Tarifa Efeito Médio (%) Azul TUSD 16,73% TE 5,06% A4 (2,4 a 25 kv) Verde TUSD 17,97% TE 5,59% Convencional TUSD 15,17% TE 4,54% B1 (< 2,3 kv - Residencial) Convencional TUSD -19,55% TE 4,54% B2 (< 2,3 kv - Rural) Convencional TUSD -15,18% TE 10,27% B3 (< 2,3 kv Demais TUSD -19,44% Convencional Classes) TE 4,71% B4 (< 2,3 kv Iluminação TUSD -15,27% Convencional Pública) TE 10,15% 17. A tabela 4 apresenta as tarifas e as relações entre as tarifas das modalidades convencional e horária Branca para o Grupo B para os subgrupos que existe a opção de escolha do consumidor. Subgrupo B1 (< 2,3 kv - Residencial) Tabela 4 Valores das Tarifas por modalidade - Grupo B Posto Tarifário Tarifa Convencional Branca Variação R$/MWh R$/MWh % Ponta 333,55 652,51 95,63% Intermediário 333,55 409,72 22,84% Fora Ponta 333,55 266,73-20,03% Ponta 220,14 430,66 95,63% B2 (< 2,3 kv - Rural) B3 (< 2,3 kv Demais Classes) Intermediário 220,14 270,41 22,84% Fora Ponta 220,14 176,04-20,03% Ponta 333,55 652,51 95,63% Intermediário 333,55 409,72 22,84% Fora Ponta 333,55 266,73-20,03% 18. A tabela 5 apresenta os valores das Bandeiras Tarifárias. Elas serão somadas à TE, e, portanto, resultarão em percepções distintas de acordo com o subgrupo e modalidade tarifária devido a variação de valores da TUSD e da própria TE.
(Fls. 5 da Nota Técnica n o 123/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012) 19. Cabe observar que as bandeiras serão aplicadas, a título educacional no ano de 2013, não alterando a fatura dos consumidores. Somente em 2014 elas serão aplicadas aos consumidores. Tabela 5 Valores das Bandeiras Tarifárias Valor da Bandeira (R$/MWh) Verde Amarela Vermelha 0 15,00 30,00 20. A tabela 6 demonstra os efeitos médios da TUSD para a modalidade Geração. Tabela 6 Efeito Médio da TUSD para Modalidade Geração Modalidade Efeito Médio (%) Geração 8,09% A4 (2,4 a 25 kv) 8,09% 21. Os resultados apresentados nas tabelas anteriores, bem como as variações por componente tarifário TUSD Transporte, TUSD Perdas, TUSD Encargos, TE Energia Comprada, TE Transporte, TE Perdas, TE Encargos e outros detalhes podem ser obtidos nas Planilhas Microsoft Excel de Cálculo das Tarifas de Referências TR, e de Cálculo e Abertura das Tarifas PCAT, disponibilizadas juntamente com a presente nota técnica. III.2 DADOS DE ENTRADA 22. Para obtenção dos resultados apresentados anteriormente foram utilizados os seguintes dados de entrada: Tabela 7 Resumo dos dados utilizados no processo Tipo Detalhe Origem Processo utilizado Faturado (Demanda e SAMP Tarifas de Referência e Energia) Tarifas de Aplicação Mercado Cálculo de Tarifas de Medido (Energia) Perdas/Distribuidora Referência/Custo Médio Ativo Físico Quantidade Distribuidora Custo Médio Custo Distribuidora/ANEEL Custo Médio Curvas de Carga Campanha de Medidas Distribuidora Tarifas de Referência/Custo Médio Fluxo de potência Diagrama de fluxo Distribuidora Tarifas de simplificado Referência/Custo Médio Taxa Média de Perda Cálculo de perdas Tarifas de Referência Fator de perdas de potência para potência média
(Fls. 6 da Nota Técnica n o 123/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012) Tipo Detalhe Origem Processo utilizado Revisão Tarifária Tarifas de Referência e Discriminada por Custos Regulatórios Definição do nível de Aplicação componente de custo tarifário 23. Com base nessas informações inicia-se o processo de construção das Tarifas de Referência e de Aplicação. III.3 TARIFAS DE REFERÊNCIA - TUSD i. Cálculo dos Custos Médios 24. Para os Custos Marginais de Expansão por agrupamento (faixa de tensão), foram utilizados os Custos Médios, obtidos por módulos de equipamentos/obras, considerando a razão entre o custo total, obtido pelo produto dos custos unitários e o quantitativo de cada módulo, e o carregamento médio dos módulos, com base no sistema de distribuição existente. 25. O detalhamento do cálculo dos custos médios está descrito na Nota Técnica nº 311/2011- SRE/SRD-ANEEL e reproduzido na planilha disponibilizada. 26. Os grupos de módulos de equipamentos/obras, considerados para cada agrupamento são: Agrupamentos AT-2 e AT-3: Extensão de linha AT; Células de linha AT; Conexão de trafo AT; e Capacidade instalada AT/AT; Agrupamento MT: Extensão de rede MT; Células de linha MT; Conexão de trafo MT; e Capacidade instalada AT/MT; Agrupamento BT: Extensão de rede BT; Posto de transformação MT/BT; e Capacidade instalada MT/BT. 27. As tabelas 8 e 9 listam os dados dos ativos físicos dos módulos de equipamentos/obras e seus respectivos custos unitários médios.
(Fls. 7 da Nota Técnica n o 123/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012) Tabela 8 Ativos Subgrupo/Grupo Capacidade Redes/Linhas Transformadores ou Relação de instalada Bays de linha Transformação km quantidade MVA quantidade AT-2 AT-3 MT 1.436,85 9 BT 917,57 MT/BT 2.589,00 78,65 AT-2/MT AT-3/MT Subgrupo/Grupo ou Relação de Transformação Redes/Linhas Tabela 9 Custos unitários Transformadores Capacidade instalada Bays de linha Bays de Conexão de trafo R$/km R$/posto R$/kVA R$/bay R$/bay Urbano Rural Urbano Rural Urbano Rural AT-2 AT-3 MT 46.779,54 25.170,67 BT 18.235,93 18.583,32 MT/BT 7.065,33 3.693,50 48,89 85,09 AT-2/MT AT-3/MT 28. As demandas consideradas para os módulos dos agrupamentos AT foram obtidas do diagrama unifilar simplificado de fluxo de potência, mesmo dado utilizado no cálculo da proporção de fluxo. Para os agrupamentos MT, a demanda considerada tem duas origens. Para os módulos - células de linha MT, conexão de trafo MT, capacidade instalada AT/MT a demanda também será aquela obtida no fluxo de potência.
(Fls. 8 da Nota Técnica n o 123/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012) Tabela 10 Fluxo de Demanda AT e AT/MT Subgrupo/Grupo Demanda ou Relação de (MW) Transformação Inj. AT-2 Inj. AT-3 Inj. MT 42,62 AT-2/AT-3 AT-2/MT AT-3/AT-2 AT-3/MT MT/AT-2 MT/AT-3 29. Para os módulos extensão de rede MT e todos os módulos do agrupamento BT, as demandas foram obtidas pela energia que transita em cada nível/transformação, definida no cálculo das perdas técnicas, e parâmetros das curvas de carga da campanha de medidas. 30. Para o MT e BT a energia que transita nos níveis e transformações deve ser rateada em urbana e rural por meio de dados de energia faturada no período de referência. Deve-se considerar ainda a sazonalidade da energia ao longo do ano, obtidos pela relação da energia do mês de maior consumo pelo consumo médio. Para a obtenção da demanda, apura-se o fator de carga médio para cada agrupamento, com base nas tipologias de carga, redes e injeções obtidas pela campanha de medidas. Tabela 11 Energia anual total, fator de sazonalidade Energia total que Fator de Subgrupo/Grupo transita sazonalidade MWh.ano MT Rural 41.885,97 Urbano 197.089,08 BT Rural 27.003,52 Fator de carga médio 1,0391 0,7741 0,6270 1,0256 Urbano 96.292,35 0,4407 31. Os resultados dos custos médios por agrupamentos estão indicados na tabela 12.
(Fls. 9 da Nota Técnica n o 123/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012) Tabela 12 Custos Médios Custo Médio Agrupamento R$/kW AT-2 AT-3 MT 186,91 BT 187,51 ii. Cálculo da Proporção de Fluxo 32. A proporção de fluxo é obtida do diagrama unifilar simplificado do fluxo de potência do sistema elétrico da distribuidora. Este foi construído com base nas medições das fronteiras da rede da distribuidora no momento de carga máxima do sistema (injeções), fornecida pela distribuidora e nas tipologias de carga e rede. A Nota Técnica nº 311/2011-SRE/SRD/ANEEL detalha a construção do diagrama unifilar simplificado de fluxo de potência. 33. A tabela 13 apresenta os valores de proporção de fluxo total (proporção de fluxo direta mais proporção de fluxo indireta) entre os subgrupos tarifários calculados para a IENERGIA. Tabela 13 Proporção de Fluxo Total 2 Agrupamento A2 A3 MT BT AT-2 0,00 AT-3 0,00 0,00 MT 0,00 0,00 1,00 BT 0,00 0,00 1,00 1,00 iii. Tipologias de cargas e redes 34. As tipologias representam o comportamento dos consumidores e o carregamento das redes da distribuidora em análise. 35. A IENERGIA obteve um conjunto de curvas de carga de consumidores e de transformações de tensão por meio da campanha de medidas. Posteriormente, realizou-se a agregação das curvas características para obtenção da tipologia da carga, da rede e das injeções. Essas tipologias foram obtidas por meio de técnicas estatísticas de agrupamento. O relatório fornecido pela distribuidora detalha a definição das tipologias. 36. Como parte do processo, as tipologias encaminhadas pela concessionária foram ajustadas ao mercado de referência dos respectivos agrupamentos 3. 2 Os relatórios do aplicativo CTR utilizados no cálculo da Estrutura Vertical adota como terminologia do agrupamento MT (que agrega os subgrupos A4 e A3a) como A4, e do agrupamento BT (que agrega o grupo B e o subgrupo AS) como B, devido a limitações no aplicativo.
MW MW (Fls. 10 da Nota Técnica n o 123/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012) 37. Os agregados das tipologias de carga por agrupamento já ajustados ao mercado estão apresentados nas Figuras 1 a 3, que correspondem aos dados da tabela 14. Tabela 14 Consumidores Tipo Agregados (MW) Hora Posto AT-2 AT-3 MT BT TOTAL 00:30 01:29 1 12,81 10,71 23,52 01:30 02:29 2 12,52 9,84 22,36 02:30 03:29 3 12,71 9,34 22,04 03:30 04:29 4 12,74 8,79 21,53 04:30 05:29 5 13,37 8,83 22,20 05:30 06:29 6 14,17 9,00 23,17 06:30 07:29 7 14,85 10,06 24,90 07:30 08:29 8 15,60 11,20 26,80 08:30 09:29 9 17,09 13,52 30,61 09:30 10:29 10 17,92 14,32 32,24 10:30 11:29 11 17,72 15,59 33,31 11:30 12:29 12 17,11 17,08 34,19 12:30 13:29 13 15,11 14,21 29,32 13:30 14:29 14 16,22 14,54 30,77 14:30 15:29 15 17,63 16,61 34,24 15:30 16:29 16 17,36 16,32 33,68 16:30 17:29 17 16,83 16,23 33,06 17:30 18:29 18 15,26 16,10 31,37 18:30 19:29 19 7,59 16,15 23,75 19:30 20:29 20 6,52 17,59 24,12 20:30 21:29 21 6,53 17,37 23,89 21:30 22:29 22 10,77 17,52 28,29 22:30 23:29 23 13,92 14,96 28,88 23:30 00:29 24 13,69 12,52 26,21 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Posto Tarifário Figura 1 Consumidor-tipo MT - Agregado 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Posto Tarifário Figura 2 Consumidor-tipo BT - Agregado 3 Corresponde ao mercado do período de referência. O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de 12 meses imediatamente anteriores ao mês da revisão tarifária periódica.
MW (Fls. 11 da Nota Técnica n o 123/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012) 40 35 30 25 20 15 10 5 B MT A3 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Posto Tarifário Figura 3 Agregado Consumidores-tipo Definição dos postos tarifários ponta, fora ponta e intermediário 38. Os custos marginais de capacidade foram calculados para os postos tarifários ponta e fora ponta, definidos na REN nº 414/10: Horário de ponta: período composto por 3 (três) horas diárias consecutivas definidas pela distribuidora, considerando a curva de carga de seu sistema elétrico, aprovado pela ANEEL para toda a área de concessão, com exceção feita aos sábados, domingos, terça-feira de carnaval, sexta-feira da Paixão, Corpus Christi e mais oito feriados nacionais; e Horário fora de ponta: período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e complementares àquelas definidas no horário de ponta. 39. A distribuidora informou que o horário de ponta praticado atualmente é o das 18h00 às 20h59 para o período fora do horário de verão e durante o horário de verão. 40. A análise dos agregados de consumidores-tipo obtidos pela distribuidora através de campanha de medição e ilustrados anteriormente mostra que o horário de ponta não registra a maior demanda solicitada do suprimento. Este fato está refletido no MUSD contratado pela IENERGIA com a CELESC (valor de ponta menor do que fora ponta). 41. Este comportamento se explica pela forte modulação do mercado MT e pela sua representatividade no mercado total da IENERGIA.
(Fls. 12 da Nota Técnica n o 123/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012) 42. Outro ponto de destaque é a curva agregada de consumidores-tipo BT não apresentar uma ponta acentuada no período noturno, como é esperado para os consumidores residenciais, e um elevado fator de carga. Tal fato foi questionado à distribuidora e será analisado durante o processo de Audiência Pública. 43. Diante das condições analisadas, entende-se que a definição do posto tarifário ponta está adequado. Tabela 15 Postos tarifários Durante horário de verão Início 18h00 18h00 Fim 20h59 20h59 Posto Ponta Fora do horário de verão 44. Quanto ao posto intermediário, aplicável somente à modalidade tarifária horária Branca do Grupo B, a distribuidora não apresentou propostas. Portanto, conforme regulamentação do PRORET, este será definido em dois períodos de 1 hora, imediatamente anterior e posterior ao posto ponta. iv. Fatores de Perdas de Potência 45. O Fator de Perdas de Potência fpp é utilizado no cálculo da estrutura vertical da Parcela B e da Tarifa de Referência dos custos de uso dos sistemas de transmissão e de outras distribuidoras. 46. Utilizou-se a perda de potência para a demanda média, calculada no processo definição dos índices de perdas técnicas, Módulo 7 do PRODIST, como estimativa da taxa média de potência. No caso do sistema de alta de tensão (SDAT), como não se calcula perdas de potência para a demanda média durante o processo de cálculo dos índices de perdas, utiliza-se dos respectivos índices de perdas de energia (perda média de potência) e do CP (índice que correlaciona perda média de potência e perda de potência para a demanda média) para o cálculo da perda de potência para a demanda média dos subgrupos pertencentes à alta tensão AT. 47. A tabela 16 lista os valores dos fatores de perdas de potência calculados. Tabela 16 Fatores de Perdas de Potência para demanda média Agrupamento AT-2 AT-3 MT BT AT-2 0,00 AT-3 0,00 0,00 MT 0,00 0,00 0,05 BT 0,00 0,00 0,07 0,00
(Fls. 13 da Nota Técnica n o 123/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012) v. Estrutura Vertical 48. A Estrutura Vertical EV é a proporção relativa entre os agrupamentos tarifários, definidos por níveis de tensão (grupos e subgrupos tarifários) utilizada na construção da componente tarifária TUSD- FIO B, referente aos custos de Parcela B da receita requerida de distribuição. 49. A EV foi obtida com base na repartição da receita teórica entre os agrupamentos tarifários (subgrupos/grupos) definidos de acordo com os níveis de tensão, proporcionais aos custos marginais de capacidade e ao mercado teórico de demanda. Posteriormente, esses valores foram corrigidos considerando que uma parcela dos custos foi rateada de forma proporcional ao número de unidades consumidoras de cada agrupamento tarifário. 50. No cálculo da Estrutura Vertical das distribuidoras no terceiro ciclo de revisões tarifárias, a ANEEL utilizará o aplicativo CTR, versão 2, em substituição ao aplicativo TARDIST utilizado até o segundo ciclo de revisões tarifárias. 51. O CMC foi calculado por meio da ponderação do valor do custo marginal de expansão de cada subgrupo/grupo tarifário (obtido por meio dos custos médios) pela forma como o fluxo de potência se distribui pelas redes (obtida por meio dos fatores de proporção de fluxo) e pela forma como os consumidores do sistema de distribuição utilizam as redes da distribuidora (obtida através dos fatores de responsabilidade de potência). 52. A Responsabilidade de Potência - RP introduz a sinalização horária no cálculo do custo marginal de capacidade do consumidor-tipo. Indica a participação, por posto tarifário, de determinado consumidor-tipo na formação das demandas de ponta das redes que atendem o nível de tensão de conexão do consumidor-tipo, bem como os níveis de tensão a montante. 53. A Responsabilidade de Potência foi obtida por meio das tipologias de cargas, redes e injeções, do fator de perdas de potência e do fator de coincidência dos consumidores-tipo nas pontas das redes-tipo. 54. A Estrutura Vertical resultante dos custos marginais de capacidade deve ser corrigida para ajustar os custos relacionados aos processos comerciais. Assim, uma parcela dos custos foi rateada de forma proporcional ao número de unidades consumidoras. Adicionalmente é feito um ajuste para o mercado faturado, e a EV resulta nos valores da tabela a seguir. Tabela 17 Estrutura Vertical Agrupamento EV% AT-2 0,00% AT-3 0,00% MT 37,05% BT 62,95%
(Fls. 14 da Nota Técnica n o 123/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012) vi. Tarifas de Referência 55. As Tarifas de Referência TR refletem a relatividade para os diversos subgrupos e modalidades tarifárias e são base de cálculo das Tarifas de Aplicação, para cada um dos componentes de custo. 56. Cada componente da TUSD possui custos específicos, que são calculados como um selo, em R$/kW ou em R$/MWh, rateados de forma proporcional aos custos marginais de capacidade ou pela responsabilidade de custos de determinado subgrupo tarifário. 57. As Tarifas de Referência consideradas no cálculo da TUSD estão detalhadas na tabela 18. Tabela 18 Composição das TR da TUSD Agrupamento Definição Critério de rateio Custo com o uso e a conexão às instalações da TUSD Fio A Responsabilidade de Rede Básica, Rede Básica de Fronteira, e rede de Custo (R$/kW) distribuição de outras concessionárias. TUSD Fio B Remuneração dos ativos, quota de reintegração decorrente da depreciação, custos operacionais. Custo Marginal (R$/kW) TUSD Perdas Não Técnicas Correspondente ao custo das perdas não técnicas, em MWh, valorada pelo preço médio de compra. % da receita de TUSD (R$/MWh) TUSD Perdas Custo das perdas técnicas da distribuição, em Perdas do Subgrupo Técnicas TUSD Perdas RB / Distribuição TUSD Encargos MWh, valorada pelo preço médio de compra. Custo das perdas elétricas na Rede Básica devido às perdas no sistema de distribuição Custos dos Encargos Setoriais (RGR, P&D, TFSEE, ONS, CCC, CDE e PROINFA). Tarifário (R$/MWh) Perdas do Subgrupo Tarifário (R$/MWh) Selo (R$/MWh) 58. Obedecendo a sequência de cálculo, as Tarifas de Referência são inicialmente calculadas segundo os critérios definidos na tabela anterior. Numa segunda etapa, estas tarifas são ajustadas segundo as modalidades tarifárias de cada subgrupo/grupo tarifário, uma vez que cada modalidade tarifária possui características específicas de tarifação de acordo com os postos tarifários e a forma de faturamento em demanda ou energia. a) Tarifas de Referência TUSD Fio A 59. As Tarifas de Referência TUSD FIO A determinam as relatividades entre as tarifas dos agrupamentos tarifários para recuperação dos custos incorridos pela distribuidora com o uso de ativos de propriedade de terceiros: rede básica, rede básica de fronteira, rede de outra distribuidora e conexão às instalações de transmissão e distribuição. 60. A metodologia aplicada busca definir um critério de alocação que leve em consideração a responsabilidade dos usuários na formação dos custos da TUSD FIO A, como definido no Submódulo 7.1 do PRORET, complementado pela Nota Técnica nº 311/2011-SRE/SRD/ANEEL.
(Fls. 15 da Nota Técnica n o 123/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012) 61. Os dados de curvas agregadas de carga e rede, fatores de perda de potência, e proporções de fluxo para o cálculo das Tarifas de Referência TUSD FIO A, são os mesmos utilizados no cálculo das Tarifas de Referência TUSD FIO B. Na tabela 19 são apresentados os valores dos fatores de coincidência utilizados para determinação das Tarifas de Referência TUSD FIO A. Tabela 19 Fatores de Coincidência Agrupamento Fcoin PONTA Fcoin FORA PONTA AT-2 AT-3 MT BT AT-2 AT-3 MT BT AT-2 AT-3 MT 0,86 0,98 BT 1,00 0,99 0,95 0,93 62. As Tarifas de Referência TUSD FIO A da IENERGIA, com seus respectivos componentes de custo, são mostradas na tabela a seguir. Tabela 20 Tarifas de Referência TUSD FIO A (R$/kW) Agrupamento PONTA FORA PONTA TOTAL RB FR CUSD CCT RB FR CUSD CCT TOTAL AT-2 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 AT-3 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 MT 0,00 0,00 8,10 0,00 8,10 0,00 0,00 1,07 0,00 1,07 BT 0,00 0,00 9,63 0,00 9,63 0,00 0,00 1,05 0,00 1,05 b) Tarifas de Referência TUSD Fio B 63. Com base em todos os insumos apresentados, pode-se finalmente calcular as Tarifas de Referência TUSD FIO B, que são obtidas por agrupamento e posto tarifário de acordo com as equações definidas no Submódulo 7.1 do PRORET. 64. O mercado de referência de demanda para o Grupo A é o mercado faturado, sendo este ajustado, com base no perfil típico do agrupamento tarifário, quando não existir a segregação ponta e fora de ponta. O mercado de referência de demanda para o Grupo B baseia-se nas tipologias ajustadas ao mercado faturado. O mercado do subgrupo AS é considerado como pertencente ao agrupamento BT. Transição REN. 399/2010 65. A relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD FIO B de cada agrupamento tarifário é determinada de forma que seja alcançada, ao final do período de transição de cálculo da TUST, estabelecido na REN nº 399/2010, a meta de relação ponta / fora de ponta da Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE (FIO A + FIO B) apresentada na tabela 2 do Submódulo 7.2 do PRORET.
(Fls. 16 da Nota Técnica n o 123/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012) 66. Outra condição que deve ser obedecida é de que a relação ponta/fora ponta não poderia aumentar acima dos atuais valores durante o período de transição da TUST, evitando um indesejado efeito oscilatório. 67. A tabela 21 apresenta a evolução esperada da relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE ao longo da transição da TUST. Tabela 21: Trajetória estimada da relação ponta fora de ponta (RPFP) da Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE Agrupamento 1º ano 2º ano Final da Atual RTP transição transição Transição (último reajuste) TUSTfp(1/3) TUSTfp (2/3) TUST fp(3/3) Meta AT-2 4,35 4,35 AT-3 3,65 3,65 MT 3,17 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 BT 5,00 5,00 68. A tabela 22 apresenta a TR TUSD FIO B. Tabela 22 TR TUSD FIO B da IENERGIA Agrupamento TR TUSD FIO B (R$/kW) Ponta Fora Ponta AT-2 AT-3 MT 21,01 8,63 BT 32,07 7,29 c) Tarifas de Referência Perdas Técnicas 69. Os valores das Tarifas de Referência Perdas Técnicas foram obtidos através do fator de perdas de energia. O fator de perdas de energia fpe - aloca as perdas técnicas entre os agrupamentos tarifários de acordo com a contribuição de cada agrupamento nessas perdas. Os montantes de perdas técnicas de energia por nível e por transformação entre níveis, calculados conforme o Módulo 7 do PRODIST, foram utilizados como insumos para o cálculo do fpe. Essas Tarifas de Referência foram definidas em R$/MWh. d) Tarifas de Referência Encargos 70. A Tarifa de Referência para a TUSD Encargos é definida como valor unitário 1, conforme definido no PRORET 7.2.
(Fls. 17 da Nota Técnica n o 123/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012) e) Tarifas de Referência Modalidades 71. As Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE, obtidas em R$/kW, foram utilizadas para o cálculo da modalidade tarifária horária azul dos subgrupos do Grupo A. Para as demais modalidades dos subgrupos do Grupo A e para o Grupo B devem ser realizados ajustes. 72. Para a modalidade horária verde, a Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE do posto ponta é convertida para R$/MWh pelo Fator de Carga (FC) de cruzamento das retas tarifárias verde e azul. 73. O valor do fator de carga de cruzamento das retas tarifárias foi definido em 0,66, valor padrão regulamentado no PRORET. 74. Para a modalidade convencional binômia do Grupo A, as Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE ponta e fora de ponta foram convertidas para uma única Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE em R$/kW com base no perfil típico de consumo da modalidade. 75. No caso da modalidade convencional monômia do Grupo B, as Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE ponta e fora de ponta foram convertidas para uma Tarifa de Referência em RS/MWh por meio do mercado de teórico de demanda, obtido das tipologias, e do mercado de referência de energia. 76. As Tarifas de Referência por subgrupo e modalidade tarifária estão detalhadas na planilha de cálculo. 77. A correlação entre os agrupamentos, adotados na construção das Tarifas de Referência e os subgrupos/modalidades que possuem Tarifas de Aplicação calculadas obedece a tabela a seguir. Tabela 23 Correlação Agrupamentos e Subgrupos/Modalidades Subgrupo/Grupo Agrupamento A2 AT-2 A3 AT-3 A3a MT A4 MT AS BT B BT Modalidade (Tarifa de Referência) TLU tarifa de longa utilização na ponta TCU tarifa de curta utilização na ponta TCV tarifa convencional TB Modalidade (Tarifa de Aplicação) Tarifa horária Azul Tarifa horária Verde Tarifa convencional Binômia ou Monômia Tarifa horária Branca
(Fls. 18 da Nota Técnica n o 123/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012) III.4 TARIFAS DE REFERÊNCIA - TE 78. A Tarifa de Referência para a TE Energia Comprada é definida conforme tabela abaixo: Tabela 24 Tarifas de Referência TE - energia elétrica comprada para revenda. Posto/Modalidade TR - TE R$/MWh TR_ENP Energia posto ponta 1,72 TR_ENFP Energia posto fora ponta 1,00 TR_ENC Energia convencional 1,06 79. Para as funções de custo relativas à TE Transporte, TE Perdas e TE Encargos a Tarifa de Referência é definida como valor unitário 1, conforme definido no PRORET 7.2. 80. Por fim, ressalta-se que todas as Tarifas de Referência constam na guia TR_TUSD da planilha PCAT. III.5 MERCADO DE REFERÊNCIA AJUSTADO 81. Antes de se detalhar o cálculo da Tarifa de Aplicação, faz-se necessário tecer comentários quanto ao mercado de referência. 82. Como definido no PRORET - Submódulo 7.3, para obtenção das Tarifas de Aplicação é necessário determinar o valor do mercado de referência ajustado. O mercado de referência compreende os montantes de energia elétrica, de demanda de potência e de uso do sistema de distribuição faturados no período de referência 4 a outras concessionárias e permissionárias de distribuição, consumidores, autoprodutores e centrais geradoras que façam uso do mesmo ponto de conexão para importar ou injetar energia elétrica, bem como pelos montantes de demanda de potência contratada pelos demais geradores para uso do sistema de distribuição. 83. Por sua vez, o mercado de referência deve ser ajustado para efetuar a compensação dos benefícios tarifários - subsídios e descontos previstos em atos normativos e legais. Este é obtido pelo produto do mercado de referência pelo complementar do desconto, conforme expressão abaixo. (01) Onde: MRA: Mercado de Referência Ajustado; e MR: Mercado de Referência; e DESC%: Desconto percentual Médio. 4 O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de 12 meses imediatamente anteriores ao mês da revisão tarifária periódica.
(Fls. 19 da Nota Técnica n o 123/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012) 84. As planilhas disponibilizadas apresentam os valores por subgrupos, modalidades, classes e subclasses tarifárias. Ressalta-se ainda que nessa abertura do mercado, caso a empresa receba recursos oriundos da Conta de Desenvolvimento Energético CDE, em função do benefício da Tarifa Social de Energia Elétrica, o mercado residencial sofre outro ajuste complementar. III.6 TARIFAS DE APLICAÇÃO 85. Tanto para o cálculo da Tarifa de Aplicação referente à TUSD quanto para a TE a abordagem adotada segue três passos. Primeiro se obtém a tarifa integral, posteriormente a base econômica e enfim a tarifa base financeira que será utilizada para faturar as unidades consumidoras da distribuidora. 86. Todas as tabelas com os cálculos encontram-se na planilha PCAT. i. Cálculo da TUSD e TE Integral 87. As tarifas integrais são aquelas que não possuem em sua estrutura benefícios tarifários. Nesse caso emprega-se o mercado de referência e os custos regulatórios deduzidos os valores recuperados pelos consumidores do subgrupo A1 no que se refere aos custos dos encargos de conexão, tanto na transmissão quanto na distribuição, e rede básica, pelas permissionárias que não passaram por revisão, pelas cooperativas não regularizadas e pelas centrais de geração de acordo com os respectivos componentes de custo incidentes tanto na TUSD como na TE. A planilha PCAT apresenta os valores deduzidos relativos a cada grupo de consumidores acima descrito. 88. Há que ressaltar o tratamento diferenciado dado a TUSD Integral relativa à perda não técnica. Como definido no submódulo 7.3, deve-se distribuir o custo proporcionalmente à distribuição de receita referente à TUSD integral, excluindo o componente perdas não técnicas. Com este valor calcula-se o valor desta componente da TUSD na forma de um selo em R$/MWh por nível de tensão. ii. Cálculo da TUSD e TE Base econômica 89. Como definido no submódulo 7.3 as tarifas TUSD e TE base econômica são obtidas pela multiplicação das tarifas base integral por um fator de ajuste multiplicativo. Nesse caso, a determinação da constante é efetuada pela relação entre os custos regulatórios e o resultado da multiplicação do valor da tarifa integral - incluindo geradores, A1, cooperativas e distribuidoras pelo mercado ajustado. De fato, a diferença desta para a anterior é a compensação dos benefícios tarifários concedidos em atos normativos e legais. iii. Cálculo da TUSD e TE Base financeira 90. Por fim, as tarifas base financeira são obtidas pela multiplicação das tarifas base econômica por um fator de ajuste multiplicativo. Nesse caso, a determinação da constante é efetuada pela relação entre
(Fls. 20 da Nota Técnica n o 123/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012) os custos regulatórios acrescidos dos componentes de custo financeiro e o resultado da multiplicação do valor das tarifas base econômica pelo mercado ajustado. a) Ajuste do Último Ano dos Financeiros de Subsídios 91. A partir da 3CRTP ocorre a mudança entre os métodos de construção de tarifa no que tange aos subsídios tarifários. A partir de agora estes passam a ser internalizados na própria estrutura tarifária. Porém, ocorre o acerto entre o realizado e o previsto no período anterior ao da revisão que resultará em um componente financeiro. 92. Ainda, o financeiro dos subsídios é obtido pela fiscalização da ANEEL e se trata de um montante fechado, ou seja, o valor total associado a determinado benefício. Ressalta-se que os financeiros em termos de construção de tarifas estão sendo alocados em acordo com a natureza dos custos. Assim, dada a forma como é apurado o financeiro aplicou-se a regra vigente de segregá-los em uma parcela TUSD e outra TE, criando um novo componente na base financeira retira-se somente o mercado de uso distribuição da contribuição por coerência ao critério vigente. Ambos são determinados a partir da segregação do subsídio (parcelas TUSD e TE) da nova estrutura e alocados como percentual - relação subsídio TUSD sobre custo recuperado TUSD e relação subsídio TE sobre custo recuperado TE. 93. Para fins de transparência do processo de definição das tarifas, conforme determinado no item 10.1 do Submódulo 7.3 do PRORET, a tabela abaixo apresenta o montante de subsídios tarifários, abertos por grupos beneficiários, compensados na estrutura tarifária apurados pela diferença entre a TUSD e TE integral e a TUSD e TE de Aplicação, respectivamente, multiplicada pelo Mercado de Referência e o respectivo impacto na composição da receita da empresa IENERGIA. Tabela 25 Subsídios Tarifários IENERGIA Grupo Beneficiário Montante (R$) Impacto (%) Tarifa Social de Energia Elétrica 276.797,39 0,45% Geração Fonte Incentivada 331.063,64 0,54% Carga Fonte Incentivada 0,00% Autoprodutor/Produtor Independente 0,00% Serviço Público de Água, Esgoto e Saneamento 145.819,35 0,24% Rural 253.215,68 0,41% Irrigante e Aquicultura 0,00% Distribuidoras menores 500GWh/ano 0,00% Cooperativas Permissionárias 0,00% Cooperativas Autorizadas 0,00% TOTAL -0,00%
(Fls. 21 da Nota Técnica n o 123/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012) III.7. FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA 94. O Submódulo 7.1 do PRORET estabelece alguns parâmetros de flexibilização da estrutura tarifária que pode ser alterado em virtude de estudo fundamentado por parte da distribuidora. No caso da IENERGIA não foi realizada nenhuma proposição a respeito, motivo pelo qual se utilizou a estrutura tarifária padrão estabelecida no PRORET. III.8. IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES 95. Uma vez delineado a forma de definição das Tarifas de Referência e Aplicação da IENERGIA e tendo em vista o impacto tarifário apresentado em determinados subgrupos tarifários, conforme tabela 1, faz-se necessário tecer alguns comentários a respeito dessa variação tarifária. 96. Percebe-se uma grande variação entre os efeitos tarifários a serem percebidos pelos consumidores do nível A4 e aqueles atendidos na baixa tensão. É possível que haja inconsistências nos dados encaminhados pela distribuidora relativos à campanha de medidas e aos dados para cálculo dos custos médios. Tendo em vista que a qualidade dos dados influencia sobremaneira os resultados, será feita análise mais detalhada dos resultados pela empresa e pela ANEEL, de modo a detectar estas inconsistências e corrigi-las no decorrer do processo tarifário. III.9. TRANSIÇÃO DA APLICAÇÃO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA 97. Motivado pelos impactos detalhados no item anterior, provenientes dos aprimoramentos realizados na estrutura tarifária, poderá ser proposto período de transição que devem ser listados neste item para acompanhamentos em processos tarifários futuros. Nessa condição, deve-se avaliar os efeitos somados da alteração da estrutura tarifária com as alterações do nível tarifário. 98. Em função dos impactos relevantes mencionados, propõe-se aplicar uma transição na alteração das relatividades entre as tarifas dos subgrupos do Grupo B a fim de atender aos princípios de modicidade e estabilidade tarifária, em consonância com os Submódulo 7.3, item 9 e Submódulo 7.1, item 14.4. A forma da transição do patamar vigente deve ser discutida em cada processo tarifário e é, portanto, objeto da Audiência Pública da revisão da IENERGIA. A proposta apresentada considera um passo inicial, de forma a mitigar o impacto que seria percebido se a convergência tarifária fosse completa. O próximo passo poderá ser dado nos processos tarifários seguintes, observando os critérios de conveniência, oportunidade e modicidade tarifária, chegando-se, então, ao patamar de realinhamento tarifário da BT apresentado no PRORET 7.3. 99. Para esta revisão tarifária, propõe-se a seguinte transição:
(Fls. 22 da Nota Técnica n o 123/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012) Tabela 26 Relação das tarifas dos subgrupos do Grupo B com a B1 -Residencial. Subgrupos Vigente Transição - Audiência Pública Proposta do Submódulo 7.3 B2 - Rural 63% 66% 70% B3 - Demais classes 99% 100% 100% B4a - Iluminação Pública 51% 54,20% 55% B4b - Iluminação Pública 56% 59,20% 60% 100. Diante desses procedimentos o efeito médio final por subgrupo/classe é aquele definido na Tabela 1 desta Nota Técnica. III.10. CÁLCULO DA TUSD PARA CENTRAIS GERADORAS 101. Nos termos da regulamentação vigente, a Tarifa de Uso para Centrais Geradoras conectadas em tensão inferior a 88 kv será aquela definida no último reajuste, atualizada pelo Índice Geral de Preços de Mercado - IGP-M. 102. Destaca-se ainda que incidirão eventuais componentes financeiros às tarifas definidas conforme os parágrafos anteriores. IV. FUNDAMENTO LEGAL 103. São fundamentos legais e infralegais: Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, art. 15, 6º; Lei nº 9427, de 26 de dezembro de 1996, art. 3º com redação pela Lei nº 10.848 de 15 de março de 2004; Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, Anexo I, art. 4º, inciso X; Decreto nº 4.562, de 31 de dezembro de 2002, art. 1º, 1º; Contrato de Concessão dos Serviços Públicos de Distribuição celebrado pela distribuidora; Resolução Normativa ANEEL nº 464 de 22 de novembro de 2011; Procedimentos de Regulação Tarifária PRORET; e Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional PRODIST.
(Fls. 23 da Nota Técnica n o 123/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012) V. CONCLUSÃO 104. Esta nota técnica apresentou o processo de construção da estrutura das tarifas da IENERGIA, detalhando o cálculo das Tarifas de Referência e das Tarifas de Aplicação. 105. Cabe destacar que, nos termos da regulamentação vigente do Submódulo 7.1 do PRORET, a distribuidora não solicitou, até o momento, qualquer flexibilização dos parâmetros de cálculo da estrutura tarifária. 106. Ressalta-se ainda que diante dos efeitos tarifários observados, foi aplicada uma transição na proposta de alteração das relatividades entre as tarifas dos subgrupos do Grupo B (B1, B2, B3, B4). 107. Os valores apresentados nesta nota técnica foram calculados utilizando dados enviados pela distribuidora e outros dados de entradas definidos neste processo de revisão tarifária. Os resultados podem sofrer variações durante o processo de revisão tarifária, haja vista as contribuições recebidas em Audiência Pública e, ainda, em decorrência da alteração dos dados e dos resultados da obtenção dos custos regulatórios e de dados de entrada de cálculo da estrutura tarifária. VI. RECOMENDAÇÃO 108. Recomenda-se a submissão desta Nota Técnica para a Diretoria colegiada da ANEEL e posterior submissão à Audiência Pública para recebimento de contribuições dos agentes e da sociedade. FRANCISCO DE MATTOS FAÉ Analista Administrativo - SRE ROBSON KUHN YATSU Especialista em Regulação - SRD De acordo DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação Econômica SRE CARLOS ALBERTO CALIXTO MATTAR Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição SRD