nota técnica nº 29/2013-sre-srd/aneel

S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E

REGULAÇÃO ECONÔMICA

S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E

REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS

DE DISTRIBUIÇÃO

Nota Técnica nº 29/2013-SRE-SRD/ANEEL Brasília, 29 de janeiro de 2013

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

C E M I G D i s t r i b u i ç ã o S . A - C E M I G - D

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 - DO OBJETIVO ................................................................................................................................................................... 1 III - DA ANÁLISE .................................................................................................................................................................. 3

III.1 - RESULTADOS .................................................................................................................................................... 3 III.2 DADOS DE ENTRADA ......................................................................................................................................... 6 III.3 - TARIFAS DE REFERÊNCIA - TUSD ................................................................................................................ 7 III.4 - TARIFAS DE REFERÊNCIA - TE .................................................................................................................... 21 III.5 - MERCADO DE REFERÊNCIA ......................................................................................................................... 21 III.6 - TARIFAS DE APLICAÇÃO .............................................................................................................................. 22 III.7 - FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA .................................................... 23 III.8 - IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES ..................................................................................................... 23 III.9 - TRANSIÇÃO DA APLICAÇÃO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA .................................................................. 25 III.10 - CÁLCULO DA TUSD PARA CENTRAIS GERADORAS ............................................................................ 27

IV - DO FUNDAMENTO LEGAL ............................................................................................................................................ 27 V - DA CONCLUSÃO ........................................................................................................................................................... 27 VI - DA RECOMENDAÇÃO ................................................................................................................................................... 28

Nota Técnica no 29/2013–SRE-SRD/ANEEL

Em 29 de janeiro de 2013.

Processos n.º 48500.000939/2012-10 e 48500. 001499/2012-18 Assunto: Cálculo da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD e da Tarifa de Energia – TE da CEMIG-D relativas ao Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas – 3CRTP das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

I - DO OBJETIVO

Submeter à Audiência Pública - AP a proposta de definição das Tarifas de Referência e

Aplicação da TUSD e TE, provenientes da revisão tarifária da CEMIG-D 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 referências1:

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. Os Contratos de Concessão nº 02, 03, 04 e 05/1997, que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CEMIG-D, estabelece o ciclo tarifário da CEMIG-D cuja terceira revisão tarifária periódica deve ocorrer em 08 de abril de 2013.

1 Disponível no endereço eletrônico da ANEEL na internet: http://www.aneel.gov.br/cedoc/bren2011464.pdf

(Fls. 2 da Nota Técnica no 29/2013-SRE-SRD/ANEEL, de 29/01/2013)

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

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, os ofícios nº 0280/2012-SRD/ANEEL, de 1º de agosto de 2012, e nº 175/2012-SRE/ANEEL, de 20 de setembro de 2012, orientaram a forma de envio dos dados pela CEMIG-D. 8. A CEMIG-D protocolou os dados na ANEEL por meio das correspondências:

Dados da Campanha de Medidas, Custo Médio e Consumidores A1: Cartas RE-0541A/2012 de 19 de outubro de 2012 e RE-0624A/2012, de 11 de dezembro de 2012; Dados do Horário de Ponta e Modulação Dinâmica: Carta nº RE-0568A/2012, Carta MI-0634A/2012, nº 0655A/2012, de 20 d dezembro de 2012 e nº RE-0006A/2012, de 4 de janeiro de 2013. Proposta de Flexibilização: Carta RE – 0029A/2013, de 17 de janeiro de 2013.

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. Complementarmente, no 3CRTP, está sendo solicitado das Distribuidoras o sistema de faturamento aberto por Unidade Consumidora. Nesse sentido, o mercado ora considerado pode ser alterado em razão das validações que estão sendo feitas a partir dos dados desagregados. 10. Na análise das informações encaminhadas pela CEMIG-D observa-se que falta a memória de cálculo dos custos unitários, utilizados para cálculo do custo médio. Assim, os resultados serão revistos durante o processo de AP.

11. Os demais dados, como os custos regulatórios considerados na construção das tarifas são obtidos do processo de definição do nível tarifário cujo processo e resultados estão detalhados na Nota Técnica nº 28/2013-SRE/ANEEL de 29 de janeiro de 2013. 12. Após a descrição dos fatos passa-se à análise. A Seção seguinte inicia-se com a apresentação do impacto tarifário a ser percebido pelos consumidores. Posteriormente, demonstram-se os dados de entrada para a construção das tarifas bem como o cálculo das tarifas de Referência e de Aplicação,



além do mercado de referência ajustado. Por fim, são apresentados os parâmetros flexibilizados para o cálculo da estrutura tarifária, impactos tarifários relevantes e possível transição para aplicação das novas tarifas. III - DA ANÁLISE III.1 - RESULTADOS 13. O resultado da revisão tarifária submetido à Audiência Pública da CEMIG-D resultará no efeito médio a ser percebido por subgrupo tarifário, conforme Tabela 1, considerando todo o mercado da CEMIG-D: consumidores cativos e livres, 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) -2,51%

A2 (88 kV a 138 kV) -37,30%

A3 (69 kV) -2,12%

A3a (30 kV a 44 kV) 17,85%

A4 (2,4 a 25 kV) 12,75%

AS (inferior a 2,3 kV subterrâneo) 38,86%

EFEITO MÉDIO PARA o Grupo B (≤ 2,3 kV) 11,23%

B1 (Baixa Tensão – Residencial e Baixa Renda) 9,06%

B2 (Baixa Tensão - Rural) 13,99%

B3 (Baixa Tensão – Demais Classes) 14,02%

B4 (Baixa Tensão – Iluminação Pública) 14,02%

14. 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 Consumidor Cativo por Subgrupo Tarifário e Modalidade do Grupo A

Subgrupo Modalidade Efeito Médio (%)

A2 (88 kV a 138 kV) Azul 15,30%

A3 (69 kV) Azul 22,26%

A3a (30 kV a 44 kV)

Azul 16,57%

Verde 25,55%

Convencional -4,66%

A4 (2,4 a 25 kV)

Azul 18,65%

Verde 19,56%

Convencional 8,64%

AS Azul 40,90%




(inferior a 2,3 kV subterrâneo) Verde 43,94%

Convencional -2,60%

15. A Tabela 3 demonstra os efeitos médios percebidos pelos consumidores Livres.

Tabela 3 – Efeito Médio Consumidor Livre por Subgrupo Tarifário do Grupo A


A2 (88 kV a 138 kV) Azul -44,94%

A3 (69 kV) Azul -24,70%

A3a (30 kV a 44 kV) Azul -9,75%

A4 (2,4 a 25 kV) Azul -14,77%

AS Azul 31,76%

16. A Tabela 4 demonstra os efeitos médios segregados em TUSD e TE do consumidor cativo por subgrupo e modalidade dos Grupos A e B.

Tabela 4 – Efeito Médio TUSD e TE Consumidor Cativo por Subgrupo Tarifário e Modalidade

Subgrupo Modalidade Tarifa Efeito Médio

(%)

A2 (88 kV a 138 kV) Azul TUSD -52,30%

TE 49,07%

A3 (69 kV) Azul TUSD -21,70%

TE 49,03%

A3a (30 kV a 44 kV)

Azul TUSD -14,89%

TE 48,13%

Verde TUSD -8,90%

TE 48,50%

Convencional TUSD -24,91%

TE 47,84%

A4 (2,4 a 25 kV)

Azul TUSD -13,93%

TE 48,80%

Verde TUSD -13,49%

TE 49,30%


TE 47,84%

AS (inferior a 2,3 kV subterrâneo)

Azul TUSD 33,40%

TE 48,69%

Verde TUSD 39,38%

TE 49,18%



Subgrupo Modalidade Tarifa Efeito Médio

(%)


TE 47,84%

B1 (< 2,3 kV - Residencial) Convencional TUSD -10,79%

TE 47,84%

B2 (< 2,3 kV - Rural) Convencional TUSD -6,69%

TE 54,57%

B3 (< 2,3 kV – Demais Classes)


TE 54,55%

B4 (< 2,3 kV – Iluminação Pública)


TE 54,52%

17. A Tabela 5 apresenta as tarifas e as relações entre as tarifas das modalidades convencional e horária Branca para o Grupo B para os subgrupos que existe a opção de escolha do consumidor.

Tabela 5 – Valores das Tarifas por modalidade - Grupo B

Subgrupo Posto

Tarifário

Tarifa Convencional Branca Variação

R$/MWh R$/MWh %

B1 (< 2,3 kV - Residencial)

Ponta 360,98 739,81 105

Intermediário 360,98 464,85 29

Fora Ponta 360,98 285,30 -21

B2 (< 2,3 kV - Rural)

Ponta 220,74 466,85 111


Fora Ponta 220,74 177,34 -20

B3 (< 2,3 kV – Demais Classes)

Ponta 352,21 752,60 114


Fora Ponta 352,21 284,51 -19

18. A Tabela 6 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. 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 6 – Valores das Bandeiras Tarifárias

Valor da Bandeira (R$/MWh)

Verde Amarela Vermelha

0 15,00 30,00

20. A Tabela 7 demonstra os efeitos médios da TUSD para as modalidades Geração e Distribuição.

Tabela 7 – Efeito Médio da TUSD para Modalidade Geração e Distribuição

Modalidade Efeito Médio

(%)

Geração 3,63%

A2 (88 kV a 138 kV) 2,46%

A3 (69 kV) 7,06%

A3a (30 kV a 44 kV) 7,06%

A4 (2,4 a 25 kV) 7,06%

Distribuição2 -

A2 (88 kV a 138 kV) -

A3 (69 kV) -

A4 (2,4 a 25 kV) -

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:

Tipo Detalhe Origem Processo utilizado

Mercado

Faturado (Demanda e Energia)

SAMP Tarifas de Referência e Tarifas de Aplicação

Medido (Energia) Cálculo de

Perdas/CEMIG-D Tarifas de

Referência/Custo Médio

Ativo Físico Quantidade CEMIG-D Custo Médio

Custo CEMIG-D/ANEEL Custo Médio

Curvas de Carga Campanha de Medidas CEMIG-D Tarifas de

2 Não está sendo divulgado o efeito pois a Concessionária não informou o mercado em energia correspondente as

Distribuidoras usuárias de sua rede, o que impossibilita o cálculo completo, que incluiria o custo em R$/kW e R$/MWh.



Tipo Detalhe Origem Processo utilizado


Fluxo de potência Diagrama de fluxo

simplificado CEMIG-D Tarifas de


Taxa Média de Perda para potência média

Fator de perdas de potência Cálculo de perdas Tarifas de Referência

Custos Regulatórios Discriminada por

componente de custo

Revisão Tarifária – Definição do nível

tarifário

Tarifas de Referência e de Aplicação

Quadro 1 – Resumo dos dados utilizados no processo

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.

Tabela 8 – Ativos

Subgrupo/Grupo ou Relação de Transformação

Redes/Linhas Transformadores Capacidade

instalada Bays de linha

km quantidade MVA quantidade

AT-2 11.459,00 456,00

AT-3 4.498,30 171,00

MT 405.243,38 1.591,00

BT 76.609,27

MT/BT

772.998,00 15.700,78

AT-2/MT

313,00 6.684,30

AT-3/MT

178,00 1.295,84

Tabela 9 – Custos unitários


Redes/Linhas 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-2 263.619,42 1.473.565,76 935.338,27

AT-3 158.718,75 947.954,18 707.504,62

MT 71.132,64 18.969,20 436.566,94 340.891,92

BT 56.795,37 28.625,69 1.473.565,76 935.338,27

MT/BT

4.545,42 2.100,92 96,87 100,17

AT-2/MT

283,05

AT-3/MT

523,40

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.

Tabela 10 – Fluxo de Demanda AT e AT/MT


Demanda (MW)

Inj. AT-2 7.634,52

Inj. AT-3 281,99

Inj. MT 186,64

AT-2/AT-3 267,55




Demanda (MW)

AT-2/MT 4.780,53

AT-3/AT-2

AT-3/MT 504,57

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

Subgrupo/Grupo

Energia total que transita

Fator de sazonalidade

Fator de carga médio

MWh.ano

MT

Rural 4.632.102,06 1,0850 0,7302

Urbano 26.411.491,98

BT

Rural 2.710.962,56 1,0273

0,4746

Urbano 16.023.635,26 0,4474

31. Os resultados dos custos médios por agrupamentos estão indicados na Tabela 12.

Tabela 12 – Custos Médios

Agrupamento Custo Médio

R$/kW

AT-2 81,94

AT-3 316,54

MT 429,81

BT 260,51

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 CEMIG-D. Este foi construído com base nas medições das fronteiras da rede da CEMIG-D



no momento de carga máxima do sistema (injeções), fornecida pela CEMIG-D 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 CEMIG-D.

Tabela 13 – Proporção de Fluxo Total3 Agrupamento A2 A3 MT BT

AT-2 1,0000

AT-3 0,4869 1,0000

MT 0,9186 0,0922 1,0000

BT 0,9186 0,0922 1,0000 1,0000

iii. Tipologias de cargas e redes

34. As tipologias representam o comportamento dos consumidores e o carregamento das redes da CEMIG-D em análise. 35. A CEMIG-D 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 CEMIG-D detalha a definição das tipologias. 36. Como parte do processo, as tipologias encaminhadas pela concessionária foram ajustadas ao mercado de referência dos respectivos agrupamentos4.

37. Os agregados das tipologias de carga por agrupamento já ajustados ao mercado estão apresentados nos Gráficos 1 a 5 abaixo, que correspondem aos dados da Tabela 14.

Tabela 14 – Consumidores Tipo – Agregados (MW)

Hora Posto AT-2 AT-3 MT BT TOTAL 00:00 01:00 1 2.151,42 36,18 1.150,63 1.488,91 4.827,15

01:00 02:00 2 2.122,28 38,76 1.119,65 1.346,85 4.627,54

02:00 03:00 3 2.073,13 38,12 1.112,59 1.261,63 4.485,47

03:00 04:00 4 2.074,61 37,06 1.100,96 1.260,04 4.472,67

04:00 05:00 5 2.029,30 36,91 1.115,23 1.245,14 4.426,58

05:00 06:00 6 2.165,88 36,86 1.154,94 1.362,24 4.719,92

06:00 07:00 7 2.300,66 36,98 1.216,31 1.665,94 5.219,89

07:00 08:00 8 2.447,74 38,24 1.395,59 1.943,41 5.824,97

3 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. 4 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.



Hora Posto AT-2 AT-3 MT BT TOTAL 08:00 09:00 9 2.449,30 38,23 1.544,01 1.984,56 6.016,10

09:00 10:00 10 2.217,17 38,25 1.585,35 2.074,80 5.915,58

10:00 11:00 11 2.134,63 38,83 1.582,76 2.178,15 5.934,37

11:00 12:00 12 2.147,74 37,59 1.451,35 2.359,10 5.995,79

12:00 13:00 13 2.137,00 37,33 1.454,66 2.241,69 5.870,68

13:00 14:00 14 2.152,19 37,10 1.541,61 2.211,63 5.942,53

14:00 15:00 15 2.138,61 38,42 1.566,95 2.218,26 5.962,24

15:00 16:00 16 2.070,42 36,56 1.540,17 2.185,49 5.832,65

16:00 17:00 17 2.038,24 36,10 1.467,33 2.316,48 5.858,15

17:00 18:00 18 2.111,01 36,41 1.177,75 2.883,09 6.208,26

18:00 19:00 19 1.954,02 36,20 869,30 3.513,58 6.373,10

19:00 20:00 20 1.284,11 35,27 723,95 3.217,48 5.260,80

20:00 21:00 21 1.163,10 36,29 749,37 2.924,35 4.873,11

21:00 22:00 22 1.236,18 37,36 959,24 2.758,36 4.991,13

22:00 23:00 23 1.980,81 37,20 1.135,83 2.287,06 5.440,90

23:00 00:00 24 2.128,47 36,49 1.165,62 1.944,65 5.275,22

Gráfico 1 – Consumidor-tipo AT-2 - Agregado

Gráfico 2 Consumidor-tipo AT-3 - Agregado

Gráfico 3 – Consumidor-tipo MT - Agregado

Gráfico 4 – Consumidor-tipo BT – Agregado

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Posto Tarifário

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Posto Tarifário

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Posto Tarifário

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Posto Tarifário



Gráfico 5 – 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 CEMIG-D, 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.

Situação Atual 39. A CEMIG-D informou que o horário de ponta praticado atualmente é o das 17h00 às 19h59. Ademais, a CEMIG-D pratica desde a década de 90 a “Modulação Dinâmica”, com base em autorização do extinto Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica – DNAEE dada pelo Ofício nº 651/DNAEE de 29 de outubro de 1993. 40. A Modulação Dinâmica consiste, em comum acordo com o consumidor, no estabelecimento das três horas consecutivas e nos cinco dias de aplicação do horário de ponta diferentes do usual, específico para cada unidade consumidora. O objetivo é melhorar o perfil de carga das redes da CEMIG-D. Assim, os consumidores que participam da Modulação Dinâmica diminuem a solicitação de demanda, em momento diferente dos demais, seja ao longo do dia, e ao longo da semana.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Posto Tarifário

BT

MT

A3

A2



41. A CEMIG-D informou que hoje existem 24 consumidores que participam da Modulação Dinâmica, sendo 22 do subgrupo A2 e 2 do subgrupo A4. De acordo com a CEMIG-D, tal procedimento reduz a demanda máxima do sistema da empresa em 270 MW.

42. Outra situação particular da CEMIG-D é o horário de ponta dos consumidores de Média Tensão. Nas correspondências RE-0006A/2013 e RE0029A/2013 a CEMIG-D encaminhou as informações do horário de ponta de todos os consumidores dos subgrupos A3a, A4 e AS.

43. Da análise dessas informações observa-se que são praticados diversos horários de ponta de faturamento nesses consumidores, distintos do horário definido das 17h00 às 19h59. A grande maioria dos consumidores tem seu horário de ponta de faturamento iniciando entre 17h00 e 18h00. Entretanto existe uma parcela significativa de consumidores de Média Tensão fora do intervalo entre 17h00 e 22h00.

44. Também será destacado na sequência o caso do oleoduto da Transpetro, que por razões operativas necessita de horário de ponta específico.

Proposta da CEMIG-D sobre o Horário de Ponta

45. A CEMIG-D propõe que seja mantido o atual horário de ponta das 17h00 às 19h59 para o período fora do horário de verão e das 19h00 às 21h59 para o período do horário de verão para os clientes do Grupo A. Também propõe a CEMIG-D que o horário de ponta seja aplicado aos sábados, exceto para as regionais Mantiqueira e Norte. 46. A CEMIG-D também solicita que para a construção da tarifa branca o horário de ponta para os clientes residências seja das 18h00 às 20h59 e o posto intermediário das 17h00 às 17h59 e das 21h00 às 21h59. Por sua vez, para os clientes de baixa tensão rural o horário de ponta seja das 17h00 às 19h59 e o posto intermediário uma hora antes e uma hora após o posto ponta. Para os clientes comerciais e industriais de baixa tensão a CEMIG-D propõe o horário de ponta das 17h00 às 19h59 sem posto intermediário. Finalmente, a CEMIG-D solicita que o horário de ponta para a tarifa branca seja aplicado todos os dias, inclusive finais de semana. Proposta da ANEEL 47. Inicialmente, cabe destacar que a Resolução Normativa - REN nº 414, de 9 de setembro de 2012, disciplina o horário de ponta e o posto intermediário para toda a área de concessão. O §2º do art. 59 da referida resolução permite a aplicação de horários de ponta diferentes para determinado sistema elétrico ou para determinados consumidores, desde que com anuência da ANEEL, em decorrência de características operacionais e da necessidade de estimular a mudança no perfil de carga de unidades consumidoras.

48. No Módulo 7 do PRORET, entre os itens possíveis de serem flexibilizados estão a aplicação ou não do posto intermediário para a modalidade tarifária branca, que esse posto intermediário tenha horário e duração diverso do padrão e as relações entre as tarifas entre os postos.

49. Conforme definição da REN nº 414/2010, o posto tarifário ponta é o período composto por três horas diárias consecutivas. Não se aplica esse posto para os sábados, domingos e feriados nacionais.



50. A definição do posto horário ponta interfere no faturamento dos consumidores e na definição das tarifas, pois é uma informação para o cálculo da estrutura tarifária. Assim, a aplicação de posto ponta diferente para algum sistema elétrico ou para alguns consumidores impacta no cálculo da tarifa de todos os consumidores. Logo, deve-se fazer uma análise minuciosa para que estas distorções não prejudiquem sobremaneira o cálculo e, também, não se deve tolher os benefícios de sua aplicação na otimização dos sistemas. 51. Observa-se no Gráfico 5 o efeito dos diferentes horários de ponta na curva agregada. Por mais que o horário de máxima da curva seja no posto 19, a maior modulação dos consumidores do Grupo A se dá no posto 21, fim horário de ponta.

52. No caso em análise, verifica-se que apenas a Modulação Dinâmica aplicada aos consumidores de alta tensão, ou seja, os consumidores do subgrupo A2, trazem benefícios sistêmicos, postergação de investimentos, uma vez que melhora o perfil de carga e o carregamento das redes da CEMIG-D e por consequência a rede básica. Fato este demonstrado pela própria CEMIG-D.

53. No caso dos clientes de média tensão não se observa otimização do carregamento e nas condições operativas do sistema. O que se percebe é que a aplicação de horário diferente para cada unidade consumidora está fortemente atrelado a aspectos comerciais acordados entre a CEMIG-D e o consumidor. Logo, não há sentido em simplesmente existir o horário de ponta para atender aos interesses exclusivos dos consumidores.

54. Assim, considera-se apropriado manter a Modulação Dinâmica para os atuais 22 consumidores do subgrupo A2. Entretanto, os demais consumidores do Grupo A devem respeitar o horário de ponta das 17h00 às 19h59.

55. Sendo essa a proposta final entende-se que os consumidores terão 180 dias a partir da homologação do resultado para alterarem o horário de ponta de faturamento. Neste prazo, conforme disciplina a ser estabelecida pela ANEEL, a CEMIG-D deverá notificar cada consumidor sobre a alteração e promover as adequações necessárias no sistema de faturamento e nos contratos firmados.

56. Já a alteração solicitada pela CEMIG-D de deslocamento em duas horas do horário de ponta durante o horário de verão diferente do observado em outras distribuidoras, onde o deslocamento definido foi de apenas uma hora. Analisando os dados recebidos da CEMIG-D não está totalmente esclarecida a motivação do pleito, assim, a CEMIG-D deverá apresentar maiores explicações para que seja aprovada. Assim, a tabela abaixo apresenta a proposta da CEMIG-D que ainda será avaliada quando da proposta final de revisão tarifária.

Tabela 15 – Postos tarifários

Posto Ponta Durante horário

de verão Fora do horário

de verão

Início 17h00 19h00

Fim 19h59 21h00

57. Quanto ao posto intermediário, aplicável somente à modalidade tarifária horária Branca do Grupo B, a CEMIG-D apresentou propostas, como relatado anteriormente. Contudo, conforme



regulamentação do PRORET, este será definido em dois períodos de 1 hora, imediatamente anteriores e posteriores ao posto ponto. 58. A proposta da CEMIG-D em relação aos postos tarifários da tarifa branca não foram acatados, pois extrapola as flexibilizações possíveis. Horário de Ponta para Oleodutos ORBEL-2 59. Na Carta MI-0634A/2012, de 10 de dezembro de 2012, a CEMIG-D, atendendo solicitação do consumidor Petrobrás Transportes S.A. – Transpetro, solicitou análise da ANEEL. Como relatado, o oleoduto ORBEL 2 transporta petróleo de Duque de Caxias, no estado do Rio de Janeiro, até Betim, no estado de Minas Gerais. Neste oleoduto existem três estações de bombeamento, TECAM atendida pela AMPLA, ESTAP e ESMAN, atendidas pela CEMIG. 60. Para a operação do oleoduto, coordenação e acionamento das bombas, é necessário que o horário de ponta dos três pontos de atendimento seja igual.

61. A CEMIG-D relata haver condições técnicas, sem degradação das condições de fornecimento do sistema, para o atendimento das duas unidades consumidoras no mesmo horário de ponta da AMPLA, das 18h00 às 20H59.

62. Assim, também julga-se viável a excepcionalidade no horário de ponta para a unidade consumidora Transpreto /oleoduto ORBEL2.

iv. Fatores de Perdas de Potência 63. 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. 64. 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. 65. 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 0,0244

AT-3 0,0309 0,0060

MT 0,0417 0,0202 0,0134

BT 0,0637 0,0417 0,0348 0,0046



v. Estrutura Vertical

66. 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. 67. 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. 68. 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. 69. 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 CEMIG-D (obtida através dos fatores de responsabilidade de potência). 70. 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. 71. 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. 72. 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 2,92%

AT-3 0,31%

MT 18,24%

BT 78,53%

vi. Tarifas de Referência



73. 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. 74. 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. 75. As Tarifas de Referência consideradas no cálculo da TUSD estão detalhadas no Quadro 2.

Agrupamento Definição Critério de rateio

TUSD Fio A

Custo com o uso e a conexão às instalações da Rede Básica, Rede Básica de Fronteira, e rede de

distribuição de outras concessionárias.

Responsabilidade de Custo (R$/kW)

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 Técnicas

Custo das perdas técnicas da distribuição, em MWh, valorada pelo preço médio de compra.

Perdas do Subgrupo Tarifário (R$/MWh)

TUSD – Perdas RB / Distribuição

Custo das perdas elétricas na Rede Básica devido às perdas no sistema de distribuição

Perdas do Subgrupo Tarifário (R$/MWh)

TUSD – Encargos Custos dos Encargos Setoriais (RGR, P&D,

TFSEE, ONS, CCC, CDE e PROINFA). Selo (R$/MWh)

Quadro 2 – Composição das TR da TUSD

76. 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

77. As Tarifas de Referência TUSD FIO A determinam as relatividades entre as tarifas dos agrupamentos tarifários para recuperação dos custos incorridos pela CEMIG-D com o uso de ativos de propriedade de terceiros: rede básica, rede básica de fronteira, rede de outra CEMIG-D e conexão às instalações de transmissão e distribuição. 78. 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.



79. 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 18 são apresentados os valores dos fatores de coincidência utilizados para determinação das Tarifas de Referência TUSD FIO A.

Tabela 18 – Fatores de Coincidência

Agrupamento Fcoin PONTA Fcoin FORA PONTA

AT-2 AT-3 MT BT AT-2 AT-3 MT BT

AT-2 0,93

0,50

AT-3 0,99 0,99

0,96 0,93

MT 0,74 0,74 0,74

0,61 0,47 0,72

BT 1,00 1,00 1,00 1,00 0,94 1,00 0,78 1,00

80. As Tarifas de Referência TUSD FIO A da CEMIG-D, com seus respectivos componentes de custo, são mostradas na tabela a seguir.

Tabela 19 – Tarifas de Referência TUSD FIO A (R$/kW)

Agrupamento PONTA

TOTAL FORA PONTA

RB FR CUSD CCT RB FR CUSD CCT TOTAL

AT-2 1,47 0,36 0,00 0,09 1,92 0,38 0,09 0,00 0,03 0,50

AT-3 0,99 0,20 0,00 0,08 1,28 0,43 0,09 0,00 0,05 0,58

MT 1,16 0,28 0,05 0,09 1,57 0,45 0,11 0,01 0,05 0,62

BT 1,61 0,38 0,07 0,12 2,18 0,70 0,17 0,02 0,08 0,96

b) Tarifas de Referência – TUSD Fio B

81. 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. 82. 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 83. 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.



84. 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.

85. Contudo, devido à Revisão Tarifária Extraordinária homologada na 1ª Reunião Pública Extraordinária da Diretoria de 2013, as relações ponta / fora ponta diminuíram significativamente. Essa diminuição se deve a antecipação dos efeitos da transição da TUST, que caso não houvesse a revisão extraordinária, ocorreria somente na revisão ordinária, em abril de 2013.

86. Caso se utilizem as relações ponta / fora ponta da revisão extraordinária, as relações ao longo do ciclo seriam muito baixas, inclusive impossibilitando que se alcançassem as metas dos agrupamentos AT-3 e MT. Assim, considera-se mais adequado utilizar como parâmetro as relações entre as tarifas homologadas no último reajuste.

87. Ressalta-se que nos subgrupos A2 e AS acatou-se a proposta de flexibilização da CEMIG-D. Entretanto, nos agrupamentos AT-3 e MT não se aceitou a proposta da CEMIG-D, pois a relação ficaria superior à meta. 88. A Tabela 20 apresenta a evolução esperada da relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE ao longo da transição da TUST.

Tabela 20: Trajetória estimada da relação ponta fora de ponta (RPFP) da Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE

Agrupamento Atual

(último reajuste) RTP

1º ano transição

TUSTfp(1/3)

2º ano transição

TUSTfp (2/3)

Final da Transição

TUST fp(3/3) Meta

AT-2 4,30 4,15 3,20 3,20 3,20 4,35

AT-3 3,73 3,94 3,65 3,65 3,65 3,65

MT 3,14 3,15 3,00 3,00 3,00 3,00

BT 3,13 2,01 1,94 1,94 1,94 5,00

89. A Tabela 21 apresenta a TR TUSD FIO B.

Tabela 21 – TR TUSD FIO B da CEMIG-D

Agrupamento TR TUSD FIO B (R$/kW)

Ponta Fora Ponta

AT-2 3,49 0,80

AT-3 15,69 3,73

MT 24,45 7,64

BT 34,32 17,16

c) Tarifas de Referência – Perdas Técnicas



90. 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 91. A Tarifa de Referência para a TUSD Encargos é definida como valor unitário 1, conforme definido no PRORET 7.2. e) Tarifas de Referência – Modalidades

92. As Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE, obtidas em R$/kW, foram utilizadas para o cálculo da modalidade tarifária horária azul dos subgrupos do Grupo A. Para as demais modalidades dos subgrupos do Grupo A e para o Grupo B devem ser realizados ajustes. 93. Para a modalidade horária verde, a Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE do posto ponta é convertida para R$/MWh pelo Fator de Carga (FC) de cruzamento das retas tarifárias verde e azul. 94. O valor do fator de carga de cruzamento das retas tarifárias foi definido em 0,66, valor padrão regulamentado no PRORET. 95. 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. 96. 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.

97. As Tarifas de Referência por subgrupo e modalidade tarifária estão detalhadas na planilha de cálculo.

98. A correlação entre os agrupamentos, adotados na construção das Tarifas de Referência e os subgrupos/modalidades que possuem Tarifas de Aplicação calculadas estão descritas no quadro a seguir.

Subgrupo/Grupo Agrupamento

A2 AT-2

A3 AT-3

A3a MT

A4 MT

AS BT



Subgrupo/Grupo Agrupamento

B BT

Modalidade (Tarifa de Referência)

Modalidade (Tarifa de Aplicação)

TLU tarifa de longa utilização na ponta Tarifa horária Azul

TCU tarifa de curta utilização na ponta Tarifa horária Verde

TCV tarifa convencional Tarifa convencional Binômia ou Monômia

TB Tarifa horária Branca

Quadro 3 – Correlação Agrupamentos e Subgrupos/Modalidades III.4 - TARIFAS DE REFERÊNCIA - TE 99. A Tarifa de Referência para a TE Energia Comprada é definida conforme tabela abaixo.

Tabela 22 –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

100. 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. 101. Por fim, ressalta-se que todas as Tarifas de Referência constam na guia “TR_CONSOLIDADA” da planilha PCAT. III.5 - MERCADO DE REFERÊNCIA 102. 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 referência5 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. 103. As planilhas disponibilizadas apresentam os valores por subgrupos, modalidades, classes e subclasses tarifárias. 5 O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de 12 meses imediatamente anteriores ao mês da revisão tarifária periódica.



III.6 - TARIFAS DE APLICAÇÃO 104. 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 CEMIG-D. 105. Todas as tabelas com os cálculos encontram-se na planilha PCAT. i. Cálculo da TUSD e TE Integral

106. 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. 107. 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

108. A partir do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013, a TUSD e TE Base econômica passam a ser iguais a TUSD e TE Integral, pois os subsídios tarifários6 listados no item 5 do submódulo 7.3 serão custeados pela Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, dessa a forma a tarifa de aplicação das unidades consumidoras da CEMIG-D não são mais majoradas para subsidiar aqueles consumidores definidos no art. 1º do referido Decreto desde a publicação da Resolução Homologatória nº 1.422, de 24 de janeiro de 2013.

iii. Cálculo da TUSD e TE Base financeira

109. Por fim, as tarifas base financeira são obtidas pela multiplicação das tarifas base econômica por um fator de ajuste multiplicativo. Nesse caso, a determinação da constante é efetuada pela relação entre os custos regulatórios acrescidos dos componentes de custo financeiro e o resultado da multiplicação do valor das tarifas base econômica pelo mercado.

6 Com exceção do Autoprodutor e Produtor Independente que não pagam os encargos CCC, CDE e PROINFA, no

entanto sua tarifa integral já não contempla estes custos e, portanto, é igual a tarifa base econômica.



110. 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. III.7 - FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA 111. 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 CEMIG-D. 112. A CEMIG-D, apresentou proposta de excepcionalidade do horário de ponta conforme o §2º do art. 59 da REN nº 414/2010, tratado no item III.3.iii.

113. A CEMIG-D também apresentou proposta de flexibilização dos parâmetros de construção da tarifa branca. Em relação ao horário de ponta e posto intermediário a proposta da empresa é que esses sejam diferentes para os consumidores residências, rurais e comerciais/industriais da baixa tensão. A CEMIG-D, também solicita relações ponta / fora ponta e fora ponta / intermediário diferentes para os subgrupos B1, B2 e B3. A proposta não foi aceita, pois o horário de ponta e o posto intermediário devem ser o mesmo para todos os subgrupos. E como a relações foram encontradas considerando esses horários de ponta, também não se acatou esse item.

114. Outro ponto em que a CEMIG-D apresentou proposta foi em relação à relação ponta / ponta fora do Grupo A. Tal ponto foi tratado no item III.3.vi. III.8 - IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES 115. Uma vez delineado a forma de definição das Tarifas de Referência e Aplicação da CEMIG-D e tendo em vista o impacto tarifário apresentado em determinados subgrupos tarifários, conforme tabela 23, faz-se necessário tecer alguns comentários a respeito dessa variação tarifária. Os efeitos abaixo demonstram quais seriam os efeitos caso não se aplique qualquer transição tarifária.

Tabela 23 – Efeito médio por Subgrupo Tarifário


(%)

EFEITO MÉDIO PARA o Grupo A ( 2,3 kV) -2,51%

A2 (88 kV a 138 kV) -37,65%

A3 (69 kV) -2,54%

A3a (30 kV a 44 kV) 17,02%

A4 (2,4 a 25 kV) 11,88%

AS (inferior a 2,3 kV subterrâneo) 37,80%

EFEITO MÉDIO PARA o Grupo B (≤ 2,3 kV) 11,23%

B1 (Baixa Tensão – Residencial e Baixa Renda) 8,22%




(%)

B2 (Baixa Tensão - Rural) 24,49%

B3 (Baixa Tensão – Demais Classes) 15,96%

B4 (Baixa Tensão – Iluminação Pública) 23,06%

116. Convém destacar a redução da componente TUSD, em especial, devido à redução da Parcela B, resultado direto da aplicação das metodologias de revisão tarifária, e, por outro lado, forte aumento da componente TE, especialmente explicada pelo repasse dos custos de energia (compra e CVA) e encargos de serviços de sistema, itens decorrentes do acionamento das usinas térmicas. As diferenças entre os efeitos TUSD e TE já foram apresentadas nas tabelas anteriores. 117. Cabe destacar ainda a forte redução do nível A2, por se tratar basicamente do mercado de consumidores livres que perceberam forte decréscimo da componente TUSD devido à alteração da relatividade da distribuição dos custos da TUSD Fio B (Estrutura Vertical – EV) entre o 2º e 3º ciclos. 118. Como já sinalizado na AP nº120/2010, que discutiu a Estrutura Tarifária a ser aplicada no 3º CRTP, o Grupo A, notadamente os consumidores do subgrupo A2 e A3, perceberiam diminuição da TUSD Fio B. No caso, ao se calcular os custos médios da CEMIG-D o efeito percebido pelos consumidores em A2 é potencializado, pois o mercado desses consumidores é expressivo. A densidade de carga por km de rede A2 é elevada.

119. Outro ponto a considerar é a elevação na tarifa dos consumidores conectados no nível de tensão A3a. Isso se deve ao fato da aglutinação dos custos médios desse subgrupo ao A4. Até então, o subgrupo A3a era calculado separadamente considerando o Custo Marginal Médio Brasil de 2002 e não por empresa como se faz agora.

120. A elevação tarifária do AS é outro ponto de destaque da aplicação da nova estrutura tarifária. Conforme definido na AP nº 120/2010 a Tarifa de Referência TUSD Transporte do AS seria a do grupo B ao invés do subgrupo A4, por isso o elevado aumento tarifário percebido por esse subgrupo. A tarifa do AS antes era constituída da seguinte forma, conforme Nota Técnica nº 360/2010-SRE-SRD/ANEEL, de 06 de dezembro de 2010:

“A tarifa para consumidores enquadrados no subgrupo AS é construída considerando

como base um valor maior que a tarifa para o subgrupo tarifário A4 (13,8kV) -

percentual menor que 10%, variando por distribuidora -, apresentando as modalidades

horossazonais verde e azul e a convencional. Ou seja, não há cálculo de custo marginal

específico para o sistema subterrâneo. Entretanto, deve ser observado que considerar a

tarifa do AS como um percentual do subgrupo A4 leva a uma distorção em relação custo

que o sistema subterrâneo realmente representa. Trata-se de sistema em BT e, além

disso, subterrâneo, e devido a essas duas características, apresenta tarifas maiores que

as redes aéreas de Alta Tensão.”

121. Dados os altos custos do sistema subterrâneo, o resultado da tarifação do AS teve em suma o seguinte fundamento, conforme Nota Técnica nº 210/2011-SRE-SRD/ANEEL, de 04 de agosto de 2011:



“Por ora, a forma mais adequada de construção das tarifas para o sistema subterrâneo

é a utilização do custo médio do subgrupo Baixa Tensão, pois esse sistema efetivamente

é de baixa tensão. Manter a atual forma de construção da tarifa como um percentual da

tarifa do subgrupo A4 leva à manutenção de uma grande distorção de custos, visto que

os consumidores desse tipo de sistema já são beneficiados pela maior qualidade

operativa e por se conectarem em tensão secundária, não necessitando arcar com os

custos de transformação.

Nessa linha, a aplicação do custo médio do BT às tarifas de AS também resolveria a

questão sobre a migração de consumidor para o ambiente de livre contratação de

energia, pois a TUSD seria a mesma, tanto no ambiente livre quanto no cativo.”

122. Por fim, a elevação tarifária percebida pelos subgrupos do Grupo B, em relação ao B1 Residencial, deve-se à alteração da forma de cálculo das tarifas dessas subclasses, conforme publicado no Submódulo 7.3 do PRORET. O mesmo submódulo dispõe, ainda, que o ajuste nos níveis tarifários da Baixa Tensão em relação à tarifa residencial será aplicada em todas as concessionárias do país.

III.9 - TRANSIÇÃO DA APLICAÇÃO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA 123. Para a CEMIG-D, diante dos resultados demonstrados na tabela 23 e das avaliações técnicas apresenta-se a possibilidade de transição tarifária, em especial, para o subgrupo B e AS. 124. 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 CEMIG-D. 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.

125. Para esta revisão tarifária, propõe-se a seguinte transição para o subgrupo B.

Tabela 24 – Relação das tarifas dos subgrupos do Grupo B com a B1 -Residencial.

Subgrupos Vigente Transição - Audiência

Pública

Proposta do Submódulo 7.3

B2 - Rural 58,52% 61,15% 70,00%

B3 - Demais classes 93,36% 97,57% 100,00%

B4a - Iluminação Pública 48,10% 50,18% 55,00%

B4b - Iluminação Pública 52,79% 55,18% 60,00%



126. No caso do AS7 considera-se as seguintes possibilidades de transição, que consiste na aplicação de um constante de redução na componente TUSD das tarifas do AS, esta podendo variar de 0,7 a 0,9, cujos resultas seriam os seguintes:

Tabela 25 – Efeito médio por Subgrupo Tarifário e por constante de redução da TUSD do AS

Subgrupo C = 1 C = 0,9 C = 0,8 C = 0,7

EFEITO MÉDIO PARA o Grupo A ( 2,3 kV)8 -2,51% -2,58% -2,65% -2,71%

A2 (88 kV a 138 kV) -37,30% -37,28% -37,27% -37,26%

A3 (69 kV) -2,12% -2,10% -2,09% -2,07%

A3a (30 kV a 44 kV) 17,85% 17,86% 17,88% 17,90%

A4 (2,4 a 25 kV) 12,75% 12,78% 12,81% 12,83%

AS (inferior a 2,3 kV subterrâneo) 38,86% 32,98% 27,08% 21,18%

EFEITO MÉDIO PARA o Grupo B (≤ 2,3 kV) 11,23% 11,27% 11,30% 11,33%

B1 (Baixa Tensão – Residencial e Baixa Renda) 9,06% 9,09% 9,13% 9,16%

B2 (Baixa Tensão - Rural) 13,99% 14,03% 14,06% 14,10%

B3 (Baixa Tensão – Demais Classes) 14,02% 14,06% 14,09% 14,13%

B4 (Baixa Tensão – Iluminação Pública) 14,02% 14,06% 14,09% 14,13%

127. Percebe-se que ao se aplicar a transição para o AS a tarifa dos demais consumidores são majoradas para se compensar a não recuperação total dos custos deste subgrupo, assim como aconteceu na transição do grupo B (comparar tabela 1 e 23). 128. Opta-se para fins de abertura de audiência pública uma constante igual a 1 para a TUSD do AS, no entanto, dado o impacto relevante para o conjunto desses consumidores coloca-se em discussão a adoção de outras alternativas, conforme tabela 25. 129. Portanto o efeito médio é aquele definido na Tabela 1 desta Nota Técnica, cabendo destacar que nas tabelas seguintes têm-se os efeitos de forma mais desagregada: cativo, livre, distribuição e geração ou azul, verde e convencional etc.

7 O subgrupo AS tem a seguinte composição: 13 consumidores (modalidade azul), 128 consumidores (modalidade verde) e 13

consumidores (modalidade convencional) no ano de 2012. 8 O efeito do AS é considerado no grupo A, apesar de geralmente está conectado em tensão inferior a 2,3kV.



III.10 - CÁLCULO DA TUSD PARA CENTRAIS GERADORAS 130. 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. 131. Já para as centrais geradoras conectadas em nível de tensão de 88 kV a 138 kV, a TUSDg será nominal e definida na revisão tarifária com base na TUSDg de referência homologada para o ciclo tarifário. Esta é atualizada pelo IGP-M, e aplicada, conforme o caso, a regra de transição e limitador tarifário, nos termos da REN nº 349/2009.

132. Deve-se ainda considerar eventuais componentes financeiros às tarifas.

133. O cálculo da TUSDg se encontra na planilha PCAT.

IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 134. 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 CEMIG-D;

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.

V - DA CONCLUSÃO 135. Esta Nota Técnica apresentou o processo de construção da estrutura das tarifas da CEMIG-D, detalhando o cálculo das Tarifas de Referência e das Tarifas de Aplicação. 136. Cabe destacar que, nos termos do Submódulo 7.1 do PRORET, a CEMIG-D apresentou proposta de flexibilização da Estrutura Tarifária. Também, discutiu-se nessa Nota Técnica o horário de ponta na área de concessão da CEMIG-D, bem como as excepcionalidades propostas pela CEMIG-D e a proposta da ANEEL.



137. 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) e considerou a possibilidade de se aplicar alguma constante de transição para subgrupo AS dado o relevante impacto tarifário. 138. Os valores apresentados nesta nota técnica foram calculados utilizando dados enviados pela CEMIG-D 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 da estrutura tarifária.

VI - DA RECOMENDAÇÃO 139. 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.

VICTOR QUEIROZ OLIVEIRA

Especialista em Regulação - SRE DIEGO LUÍS BRANCHER

Especialista em Regulação – SRD

LUIS CÂNDIDO TOMASELLI

Especialista em Regulação - 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

nota técnica nº 29/2013-sre-srd/aneel

Documents