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Contribuição à Consulta Pública MME nº 33/2017:

Nota Técnica 5 – Descontos e Subsídios

Brasília, 17 de agosto de 2017

Sumário

SUMÁRIO EXECUTIVO 4

INTRODUÇÃO 8

DESCONTOS E SUBSÍDIOS 12

A Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 14

Análise Internacional 17

RACIONALIZAÇÃO DE DESCONTOS NA CDE 20

Descontos Tarifários Limitados aos Desembolsos de 2016 20

Descontos Fixos em R$/MWh 23

Descontos aos Consumidores Baixa Renda 26

Contrapartidas para Recebimento de Descontos 31

ANTECIPAÇÃO DA CONVERGÊNCIA DA CDE 34

Convergência do Pagamento da CDE entre Localidades 35

Análise Integrada dos Efeitos 40

CONCLUSÃO 42

APÊNDICE I 44

APÊNDICE II 50

sumário executivo

O mecanismo de subsídios no Brasil deve ser reavaliado a partir dos impac-tos sistêmicos sobre a eficiência do Se-tor Elétrico, resultando em sinais com elevada razoabilidade econômica.

A revisão da prática de descontos e subsídios proposta nesse documento tem o objetivo de reforçar a promo-ção da eficiência e dos princípios de Isonomia, Transparência e Racionali-dade Econômica.

Em linha com os modelos utilizados em países desenvolvidos, a con-cessão de descontos e subsídios é parte de política social do Estado e pode requerer recursos públicos para financiá-la.

Esta Nota Técnica analisa as propos-tas do MME com relação à racionali-zação de descontos na CDE e à an-tecipação da convergência da CDE e apresenta as contribuições da EDP.

EDP 5

Com base nas análises realizadas, a EDP defende oito posicionamentos ao longo do texto:

Estabelecimento de Valor Teto para Orçamento da CDE

A EDP defende o estabelecimento de valor teto para o orçamento da CDE, pois se configura como uma medida positiva para a limitação dos gastos crescentes observados nos últimos anos, além de melhorar a sinalização de preço e a alocação de custos no Setor Elétrico.

Mudança de Descontos de Percentual para Valor Fixo em R$/MWh

A EDP apoia a mudança da aplicação de descontos para classes específicas de consumidores da metodologia atual ba-seada na aplicação de percentual sobre a tarifa de referência para um desconto fixo em R$/MWh, como forma de facilitar a gestão orçamentária da CDE.

Estabelecimento de uma Tarifa Única Nacional para Consumidores

Baixa Renda

A EDP defende o estabelecimento de uma tarifa única nacional para os consumidores baixa renda, como for-ma de dar tratamento isonômico a todos os consumidores dessa classe, independentemente da área de con-cessão onde habitam.

Estabelecimento de Contrapartidas para Recebimento de Subsídios

A EDP defende o estabelecimento de contrapartidas, como a comprovação da atividade econômica praticada e/ou inclusão em cadastros oficiais para que os consumidores beneficia-dos mantenham seus subsídios adqui-ridos. Adicionalmente, seria importante adicionar para todos os consumidores beneficiários a contrapartida de ma-nutenção de descontos integrais ape-nas em caso de adimplemento.

Nota Técnica 5 – Descontos e Subsídios6

Escalonamento da Aplicação de Novas Regras com Efeitos Tarifários

A EDP defende que a aplicação de no-vas regras com efeitos tarifários seja escalonada até o ano de 2023, para evitar impactos disruptivos aos consu-midores e permitir prazo para adapta-ção à nova realidade.

Antecipação da Convergência Regional da CDE

A EDP defende a Convergência da CDE entre as regiões no ano de 2023, a qual se apresenta como uma opor-tunidade para eliminar o subsídio cru-zado e melhorar a sinalização de cus-to ao consumidor.

Cobrança Diferenciada da CDE por Nível de Tensão

A EDP apoia o princípio da cobrança diferenciada da CDE entre níveis de tensão. As diferenças a serem pagas entre os níveis de tensão devem ser fundamentadas em metodologias e critérios transparentes.

Aplicação dos Recursos da Privatização para Redução da CDE

A EDP defende que os recursos obti-dos com a privatização das Geradoras devem ser destinados integralmente à CDE, para permitir a mitigação dos efeitos tarifários resultantes do con-junto de medidas propostas e para re-dução do valor dos encargos cobrados dos consumidores.

As propostas de mudanças trazidas pela Consulta Pública no 033/2017, do MME, estabelecem um novo modelo para o Se-tor Elétrico Brasileiro, migrando-se:

uma arquitetura baseada em pou-cas possibilidades de escolha para os clientes, com uma formação de preços atacadistas baseada em modelos ma-temáticos, com garantias financeiras insuficientes, com alto custo transacio-nal, além de ampla base de subsídios e de inúmeros processos judiciais que têm praticamente paralisado as opera-ções de mercado

estrutura voltada ao mercado e aos si-nais de preço como indutores de efici-ência, tal como ilustrado esquematica-mente na Figura 1.

de:

para:

introdução

EDP 9

Figura 1 – Visão geral das mudanças propostas na Consulta Pública do MME.

Mercado LIvre

Formação de Preços

Elementos Estruturais para o Mercado

Expansão da Oferta

Descontos e Subsídios

Destravamento do Mercado

Clientes de grande porte podem ter a opção de fornecedor de energia e possuem sinais de preço, ainda que opacos.

Clientes de alta tensão de menor porte poderão optar pelo fornecedor de energia, podendo se estender à baixa tensão.

Preços calculados com base em modelos matemáticos, com desvios relevantes entre produção e despacho.

Preços com possibilidade de serem formados por ofertas dos agentes, com acoplamento entre preço e despacho.

Sistema de garantias insuficiente e alto volume transacional em operações de faturamento e de pagamento de energia e de transporte.

Centralização das atividades transacionais dos contratos de geração e transmissão, e um sistema de garantias robusto.

Expansão baseada em oferta de energia, em MWmed, e contratada somente por consumidores do Ambiente Regulador.

Expansão baseada nos atributos das fontes e contratada por todos os consumidores.

Subsídios opacos, com prazo indeterminado e sem uma lógica específica de viabilidade técnica.

Subsídios transparentes, com prazo determinado e com uma consistência que permita ganhos sistêmicos.

Uma série de medidas judiciais tem paralisado o fluxo financeiro referente às operações de mercado.

Proposta de medidas conjunturais para o destravamento das operações de mercado.

Atualmente Proposta

1

2

3

4

5

6


De forma geral, a EDP é favorável a mudanças que induzam eficiência, tanto do ponto de vista operacional, quanto do ponto de vista dos proces-sos comerciais e da satisfação dos seus clientes.

Como forma de contribuir ao processo de Consulta Pública, esta Nota Técni-ca trata de forma mais específica do tema 5, que trata dos Descontos e Subsídios.

Fundamentalmente, é necessário que haja Transparência nos subsídios, des-de a definição dos componentes que devem ser subsidiados e a fonte dos recursos, até a destinação individual dos subsídios. Em paralelo, deve-se traçar um plano abrangente para co-municação das mudanças que vierem a ser realizadas.

Tão importante quanto a Transparên-cia, é inserir na política de subsídios a lógica econômica, de modo que os re-cursos sejam alocados e gerenciados de forma eficiente. A racionalização de descontos deve primar pela coerência entre o agente que recebe o desconto e sua relação com o uso da energia.

Também deve-se priorizar o princípio das Externalidades e da Isonomia, mi-tigando o risco de tratar como iguais os diferentes. Por exemplo, clientes de alta renda, ainda que localizados em re-giões menos favorecidas, não deveriam ser subsidiados por clientes de menor renda de outras regiões do país. Outro exemplo diz respeito à concessão de subsídios para unidades consumidoras que, apesar de localizadas nas áreas Rurais, não desempenham, necessaria-mente, atividade econômica agrícola e, portanto, não teriam direito social ou econômico de receber benefícios.

Com base nesses objetivos, este do-cumento discute e avalia as propostas do MME, bem como propõe medidas para aperfeiçoá-las. Para tanto, está organizado da seguinte forma:

• Descontos e Subsídios: trata dos mo-tivos históricos da criação e evolução da Conta de Desenvolvimento Econô-mico (CDE), apresentando sua atual formulação;

• Racionalização de Descontos na CDE: aborda a análise das propostas do MME quanto à racionalização dos descontos e sugestão de aperfeiçoa-mentos;

• Antecipação da Convergência da CDE: aborda as propostas do MME quanto à antecipação da convergên-cia, por meio da simulação dos impac-tos propostos, e proposições embasa-das em fatos e dados.

Este documento analisará dois itens da Nota Técnica da Consulta Pública:

(I) Grupo 3 – Racionalização de Des-contos na CDE;

(II) Grupo 4 – Antecipação da Conver-gência da CDE.

EDP 11

A EDP acredita ser fundamental dis-cutir a questão dos subsídios ofereci-dos pelo Setor Elétrico Brasileiro.

Segundo Celso Antônio Bandeira de Mello, o princípio da Isonomia precei-tua que sejam tratadas igualmente as situações iguais e desigualmente as desiguais, conforme citação abaixo.

“Se os fatores externos à sua fisionomia

são diversos (quais os vários instantes

temporais) então, percebe-se, a todas

as luzes, que eles é que se distinguem

e não as situações propriamente ditas.

Ora, o princípio da isonomia preceitua

que sejam tratadas igualmente as situ-

ações iguais e desigualmente as desi-

guais. Donde não há como desequiparar

pessoas e situações quando nelas não

se encontram fatores desiguais. ” (Ban-

deira de Mello, 1978, p. 351)

Ao aplicar esse conceito aos subsí-dios, os “fatores desiguais” seriam as diferenças de renda e externalidades às quais estão sujeitas “pessoas e situações”, no caso, os agentes do

descontos e subsídios

1. Bandeira de Mello, Celso Antonio (1978). O Conteúdo Jurídico do Princípio da Igualdade, 3ª Edição, 5ª Tiragem, Malhei-ros Editores.

EDP 13

setor elétrico (geradoras, transmisso-ras, distribuidoras, comercializadoras e consumidores).

No caso dos consumidores, diferenças de renda devem ser levadas em conta, como parte de uma política social. Não se trata de discriminação entre pes-soas ou situações, mas do reconheci-mento de que as populações de baixa renda são diferentes e dependem de um subsídio para o consumo de subsis-tência, notadamente da energia elétri-ca, caracterizada como um bem essen-cial na promoção da qualidade de vida. Em especial, consumidores de energia elétrica de baixa renda devem merecer tratamento isonômico entre si.

Por outro lado, é relevante avaliar se os subsídios aos consumidores de bai-xa renda devem ser financiados no âmbito da concessão ou de todo o Brasil. Idealmente, todo o país deveria arcar com o custo da disparidade so-cial, o que equivale a dizer que recur-sos públicos poderiam ser destinados

para financiar, ao menos parcialmen-te, descontos e subsídios.

De modo geral, a prática de cessão dos subsídios pode ser aperfeiçoa-da, com vistas a fornecer descontos àqueles para os quais o benefício con-tenha elevada fundamentação econô-mica ou social, de forma a ampliar a racionalidade econômica na política de subsídios.

Diante o exposto, este documento aborda as propostas necessárias para tratar os subsídios no Brasil, anali-sando a proposta do MME na Nota Técnica nº 05/2017/AEREG/SE, da CP033/2017, relacionadas à Raciona-lização da CDE e à Antecipação da Convergência da CDE. Tratam-se de propostas que atendem aos anseios dos agentes, em virtude da mudança no mecanismo de concessão dos sub-sídios e na limitação do crescimento da conta financiadora, como também da antecipação da equalização entre as localidades do país.


Atualmente, os subsídios no Setor Elétrico são custeados por meio de recursos aportados à Conta de De-

senvolvimento Energético (CDE), cujos principais fatos históricos encontram-se destacados a seguir.

A CONTA DE DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO – CDEA CDE tem como objetivo prover re-cursos para o custeio de políticas públicas do Setor Elétrico no Brasil. Foi regulamentada pelo Decreto nº 4.541/2002, o qual, com base na Lei nº 10.438/2002, estabeleceu prioridades na destinação dos recursos, os proce-dimentos e as competências.

À época, a Eletrobras era responsável pela gestão financeira da CDE, que contava como fonte de financiamento:

(I) Quotas anuais pagas pelos agen-tes que atendem a consumidores fi-nais, mediante encargo tarifário fixa-do pela ANEEL;

(II) Multas aplicadas pela ANEEL junto aos agentes;

(III) Rendimentos dos recursos aplica-dos, juros e mora dos pagamentos de CDE em atraso;

(IV) Recursos provenientes de paga-mentos anuais realizados a título de Uso de Bem Público.

Os recursos da CDE possuíam três fi-nalidades principais:

(I) Universalização dos serviços de energia elétrica;

(II) Subvenção econômica aos consu-midores residenciais de baixa renda;

(III) Promoção da competitividade do carvão mineral nacional, de fontes re-nováveis e do gás natural.

Todos os descontos tarifários, exceto o concedido às unidades consumido-ras classificadas como Residencial Baixa Renda, eram arcados pelos de-

mais consumidores das concessioná-rias de distribuição, configurando-se como um subsídio cruzado. As con-cessionárias tinham as suas tarifas majoradas na respectiva área de con-cessão, para compensar os descon-tos concedidos. Com isso, o impacto tarifário dependia, entre outros, do tamanho dos mercados subsidiados e subsidiantes.

No ano de 2003, as quotas anuais da CDE pagas pelas distribuidoras foram definidas conforme rateio da CCC dos Sistemas Elétricos Interligados do ano de 2001, com custo unitário definido em R$/MWh e a relação de 4,53 en-tre as regiões S/SE/CO e N/NE. Nos anos subsequentes, até 2012, as quo-tas anuais da CDE foram atualizadas conforme o crescimento do mercado e pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA.

Em 2013, o regime de formação e utilização dos recursos da CDE co-nheceu significativa alteração, com a publicação da Medida Provisória nº 579/2012.

Promoveu-se a ampliação dos objeti-vos da CDE, que passou a assumir fi-nalidades da quota da Reserva Global de Reversão (RGR), como o pagamento de indenizações de concessões, e da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), que reembolsa parcela do cus-to de geração de energia nos sistemas elétricos isolados.

A CDE também passou a promover a modicidade tarifária, de maneira que todos os consumidores do SIN pas-

EDP 15

saram a contribuir com o rateio dos subsídios tarifários, independentemen-te do mercado subsidiado da área de concessão onde o consumidor está lo-calizado. Ademais, a CDE passou a se prestar ainda para compensar as distri-buidoras devido ao efeito da não ade-são de geradores às condições da Lei nº 12.783/2013 (prorrogação antecipa-

da das concessões) e destinar recursos para programas de desenvolvimento e qualificação de mão de obra técnica, no segmento de instalação de equipa-mentos de energia fotovoltaica.

A Figura 2 resume a evolução histórica das finalidades da Conta de Desenvol-vimento Energético.

Com a ampliação do escopo da CDE, o orçamento, que em 2012 era de R$ 4,4 bi-lhões, passou para R$ 14 bilhões no ano de 2013, como mostra o Figura 3. Este aumen-to foi financiado parcialmente pela transfe-rência de recursos da RGR e da União, além do uso de saldo em conta. Os recursos do Tesouro Nacional totalizaram R$ 8,5 bi-lhões em 2013 e R$ 11,8 bilhões em 2014.

A partir do ano de 2013, o valor da CDE se ampliou e foi modificada a fórmula

de cálculo das quotas anuais pagas por distribuidoras e transmissoras, passando a corresponder à diferença entre a pre-visão de gastos anuais da Conta e as demais fontes de receita. Os custos com CCC, subsídios tarifários na distribuição e indenizações de concessões passaram a ser rateados observando a diferencia-ção regional da CDE e de forma propor-cional ao consumo de energia elétrica.

Lei nº 10.438/2002 Lei nº 12.783/2013 (MP 579) Leis nº 13.299/2016 e13.360/2016 (MP 735)

• Universalização dos serviços de energia elétrica;

• Consumidores baixa renda;

• Promoção da competitividade do carvão mineral nacional, de fontes renováveis e do gás natural.

• Reserva Global de Reversão (RGR);

• Conta de Consumo de Com-bustíveis (CCC);

• Modicidade tarifária;

• Compensação às distribuido-ras pela não adesãom de gera-doras às condições da MP 579;

• Qualificação de mão de obra para energia solar.

• Expansão do sistema en-ergético;

• Estudos para aproveitamento dos potenciais hidroelétricos.

• Custeio ou investimento de empresa pública nos termos da Lei nº 12.783/2013;

Figura 2 – Evolução histórica das finalidades da CDE

Fonte: Orçamento ANEEL 2012 e site ANEEL quanto aos desembolsos de 2013 a 2015. Elaboração própria.

Figura 3 – Evolução da CDE entre 2012 e 2015 (R$ milhões)

4.383

14.121 18.074

25.247

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

2012 2013 2014 2015

R$ M

M


Fonte: ANEEL. Elaboração e análise própria.Figura 4 – Valor Unitário da Quota CDE (R$/MWh).

Apesar disso, o aporte de recursos da União permitiu redução da quota da CDE paga pelas distribuidoras e trans-missoras em cerca de 75% em relação à quota de 2012. Em 2014, houve um aumento de 66% da quota da CDE, resultado principalmente do esvazia-mento dos saldos dos fundos setoriais e insuficiência de recursos do Tesouro para cobrir o déficit. Com as mudan-ças, o orçamento anual da CDE per-deu em grande medida as caracterís-ticas de estabilidade e previsibilidade e passou a depender do aporte de re-cursos da União.

No ano de 2015, conforme pode ser ob-servado no Figura 4, houve aumento expressivo da quota da CDE paga por distribuidoras e transmissoras devido especialmente à ausência de transfe-rência de recursos da União, à previsão de gastos extraordinários da CCC, ao aumento do valor das indenizações e dos subsídios tarifários e ao início da devolução dos recursos repassados às distribuidoras no ano de 2013 para fa-zer frente aos custos extraordinários de energia.

Em 2016, com a publicação das Leis nº 13.299/2016 e Lei nº 13.360/2016, limitou-se o valor máximo da compra de carvão mineral nacional e se revo-garam as finalidades da CDE de prover recursos para amortização da inde-nização por ocasião da reversão das concessões e de compensar a não ade-são de geradores à Lei no 12.783/2013. Com efeito, observou-se a redução da quota CDE-Uso em 37% no ano 2016 e de 24% para o início de 2017.

A partir do ano de 2017, iniciou-se o período de transição quanto ao rateio das quotas anuais da CDE entre lo-calidades, de maneira que, até o ano de 2030, as quotas deverão ser pro-porcionais ao mercado de energia, em R$/MWh, sem distinção regional e com diferenciação por nível de tensão (sendo o valor pago pela Alta Tensão equivalente a 1/3 do valor da Baixa Tensão, enquanto o da Média Tensão igual a 2/3 do valor da Baixa Tensão).

0

10

20

30

40

50

60

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

R$/M

Wh

N/NE S/SE/CO

EDP 17

2. Europe Comission (2014). Economic Paper 534. http://ec.europa.eu/economy_finance/publications/economic_paper/2014/pdf/ecp534_en.pdf,

último acesso em 15/ago/2017. 3. Energy Regulatory Commission of Thailand (2014).

Disponível em http://pubs.naruc.org/pub/538EC127-2354-D714-51A4-37854F6F28FC, último acesso em 15/ago.

ANÁLISE INTERNACIONALDe modo geral, países europeus vêm implementando a tarifa social para atender aos consumidores vulneráveis por meio de subsídios cruzados, de forma que os demais consumidores ar-cam com os descontos aplicados.

Na Grécia, por exemplo, as tarifas dos consumidores residenciais de baixo consumo são financiadas pelas ta-rifas dos consumidores comerciais e residenciais de elevado consumo2. No Reino Unido, o programa Warm Home Discount visa ajudar consumi-dores vulneráveis com o pagamento de suas contas de eletricidade. Já na Ásia, como na Tailândia, consumido-res residenciais de baixa renda são financiados por consumidores não re-sidenciais, e os consumidores urbanos financiam os rurais3.

De forma diferente, nos Estados Uni-dos, implantou-se o Programa de As-sistência de Energia de Residência de Baixa Renda (LIHEAP), programa fede-ral de serviços sociais para ajudar as famílias de baixa renda no atendimen-to de suas necessidades básicas de energia, estando o financiamento sob

responsabilidade do Estado.

Subsídios do tipo feed-in tariff são co-muns nos países europeus para tor-nar o mercado de energias renováveis mais atrativo, contudo, a maior dificul-dade desse mecanismo está na ins-tituição de um horizonte de término para a concessão de subsídios.

Poucos países consideram pesos dife-renciados por nível de tensão para finan-ciamento dos subsídios. A Áustria utiliza sistema de subsídios por nível de tensão para fontes renováveis. São definidos sete níveis, que servem como base para a determinação dos subsídios. A Tabela 1 dispõe exemplos para os três principais níveis de tensão análogos à alta, média e baixa tensão no Brasil.

Aqueles do nível 1 pagam € 11 ao ano para financiar as fontes renováveis denomina-das plantas verdes. Esse valor sobe para € 320 ao ano se o consumidor estiver no nível 2 e € 5.200 para os consumidores de nível 3. Acima desse nível, todos os con-sumidores passam a pagar € 35.000 ao ano. Caso esses valores fossem aplicados ao mercado nacional, se observaria que a Média Tensão contribuiria mais para o financiamento das fontes alternativas.

Fonte: Renewable Energy Source Policy Database and Support (RES-LEGAL Europe, 2013). Elaboração e análise própria.

Tabela 1 – Subsídios por Nível de Tensão na Áustria.

Subsídios por faixa de tensão (€/ano)

Faixa de Tensão (kV)Geração de fontes renováveis

Investimento em peque-nas hidrelé-

tricas

Investi-mento em painéis fo-tovoltaicos

Total

Consumo anual médio

brasileiro (MWh)

Tarifa Média

(R$/MWh)

Alta Tensão (> 380) 35.000 15.000 35.000 85.000 16.252,41 19,40

Média Tensão (1 – 36) 5.200 3.300 5.200 13.700 495,24 102,62

Baixa Tensão (< 1) 11 15 11 37 2,76 45,98


Embora esse caso ilustre como a experiên-cia internacional trata a questão dos sub-sídios por nível tarifário, entende-se que essa metodologia não deva ser aplicada no Brasil, sem que antes seja realizado um estudo detalhado a respeito dos impactos ao consumidor, com justificativa técnica e razoabilidade econômica e social.

Ademais, deve-se considerar a possibili-dade de o Estado financiar os descontos no Brasil, uma vez que o consumidor já

contribui, mediante pagamento de impos-tos e encargos nos faturamentos men-sais, para o provimento de políticas pú-blicas pelo Governo. Pode-se observar no Figura 6 que o Brasil é um dos países com maior incidência de impostos e encargos sobre a tarifa final da classe Residencial, respondendo por 40% do montante pago pelo consumidor. Esse montante justifica-ria, a princípio, a participação do Estado no financiamento dos descontos.

A Figura 5 ilustra a diferença dos pesos entre os níveis de tensão na Áustria e no Brasil, definidos pela Lei no 13.360/2016. Enquanto no Brasil, no ano de 2030, a AT pagará subsídios 67% inferiores à BT, na Áustria essa relação é de -58%. Já para

MT, no Brasil os subsídios pagos por esse nível de tensão serão 34% inferiores aos pagos por BT, ao passo que na Áustria essa relação é de +123%. Logo, quem fi-nancia as fontes alternativas na Áustria é a Média Tensão.

Figura 5 – Comparativo entre Pesos por Tensão no Brasil e na Áustria

Figura 6 – Percentual de Encargos e Impostos na Tarifa Residencial

EDP 19

Feitas essas considerações sobre a CDE e algumas experiências internacionais, nas seções “Racionalização de descontos na CDE” e “Antecipação da Convergência da CDE” a seguir serão analisadas as pro-

postas do MME com o objetivo de aper-feiçoá-las e para endereçar as mudanças necessárias com base nos princípios da Racionalidade Econômica, Transparência, Isonomia, Coerência e Externalidade.

A principal proposta do MME quan-to à CDE refere-se à uniformização de descontos aplicados nas tarifas aos consumidores e do estabelecimento de um teto para os descontos tarifá-rios, com o objetivo de trazer mais ra-cionalidade econômica e eficiência ao Setor Elétrico. Tais descontos deverão ser fixados ao valor total conhecido no ano de 2016 e corrigidos pelo índice de reposicionamento tarifário médio das distribuidoras. Ademais, o MME propõe o estabelecimento de contrapartidas para o recebimento de descontos. Os impactos de tais medidas sobre as ta-rifas dos consumidores são apresenta-dos e discutidos a seguir.

DESCONTOS TARIFÁRIOS LI-MITADOS AOS DESEMBOL-SOS DE 2016Atualmente, os descontos tarifários na distribuição representam o maior item de despesas no orçamento da CDE, de R$ 6 bilhões ou 40% do orçamento da Conta, conforme ilustra a Figura 7.

racionalização de descontos na CDE

EDP 21

Fonte: Despesas e Receitas na Nota Técnica nº 398/2016-SGT/ANEEL e Despesas Revisadas na Resolução Homologatória nº 2.204/2017.

Figura 7 – Orçamento de Receitas e Despesas da CDE para 2017.

Luz Para Todos = R$ 1.172MM

Orçamento Despesas 2017 = R$15.010 MM

Receitas 2017 = R$ 15.010 MM

Carvão Nacional = R$ R$ 2.498 MMRecursos União = R$ 0 MM

CCC Sistema Isolado = R$ 5.056MMUBP = R$ 668 MM

Carvão Nacional = R$ 909 MMMultas = R$ 176 MM

Indenização Concessões = R$ -951 MMRecursos RGR = R$ 260 MM

Baixa Renda = R$ 2.498 MMOutras Disponibilidades + R$ 184 MM

Desconto Dist. = R$ 6.022 MMCDE Energia = R$ 3.690 MM

Descontos Trans. = R$ 288 MMCDE Uso = R$ 9.319 MM

Entre os anos de 2013 e 2016, os descontos tarifários cresceram 78%, o que se demonstra significativo frente à evolução da inflação e do mercado consumidor de energia elétrica. O IPCA teve um crescimento acumulado de 25% no período, enquanto o mercado de energia elétrica como um todo declinou em 1%. Portanto,


a racionalização dos descontos está a requerer o aprimoramento da forma de conceder os benefícios, como por exemplo, aos Irrigantes e a Geração e Carga Incentivada.

No que diz respeito ao Irrigante, qual-quer agente, localizado na zona rural ou urbana, pode receber benefício ta-rifário se desenvolver atividade de ir-rigação no chamado horário “reserva-do”, ou seja, no período da madrugada. O percentual de desconto mensal na tarifa é de até 90% para as unidades consumidoras com fornecimento na Alta Tensão e de até 73% na Baixa Tensão, incidentes na tarifa de uso e na de energia, sendo que, no caso da Baixa Tensão, é acumulado também o desconto estabelecido para a tarifa da classe Rural.

O horário reservado é estabelecido por-que o sistema elétrico, em média, fica ocioso no período da madrugada, o que justifica o incentivo ao consumo nesse horário. Tarifas locacionais e horárias, se implementadas, devem capturar essa ociosidade da rede, tornando pra-ticamente automática uma redução da conta mensal de energia, sem a neces-sidade da aplicação de descontos es-peciais aos Irrigantes.

No caso da Geração e Carga Incentiva-da, se poderia repensar o desconto no fio atualmente concedido, passando a dar benefícios pela efetiva geração conforme seus atributos. Isso teria o condão de imprimir maior racionalida-de econômica à CDE, além de permitir que os consumidores do Ambiente de Contratação Regulada (ACR) estejam sujeitos às mesmas tarifas de uso da rede aplicadas aos consumidores de fontes incentivadas do Ambiente de Contratação Livre (ACL).

A proposta do MME pretende estabe-lecer que os descontos tarifários não poderão ultrapassar o valor desembol-sado de descontos tarifários no ano de 2016. Segundo a proposta, anual-mente, esse montante poderá ser cor-rigido pelo índice de reposicionamento tarifário médio das distribuidoras, me-dida que, certamente, vai ao encontro de um controle efetivo do crescimento dos descontos tarifários.

A Figura 8 mostra a evolução dos des-contos concedidos e das tarifas mé-dias, a fim de identificar se os des-contos têm crescido mais do que as tarifas. Pela variação acumulada, os descontos cresceram 78% entre 2013 e 2016, enquanto no mesmo período as tarifas médias cresceram 65%.

Fonte: ANEEL. Elaboração e cálculos próprios.

Figura 8 – Evolução dos Descontos Tarifários e do Índice de Reajuste Tarifário Médio

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

7000Variação Acumulada:

Tarifas = 65%Descontos = 78%6000

5000

4000

3000

1000

2000

0

Descontos totais (R$ MM) Tarifas Médias

Tarifa

(R

$/M

Wh)

Des

conto

Tota

l (R

$ M

M)

EDP 23

DESCONTOS FIXOS EM R$/MWHNa prática atual de descontos tarifá-rios, os consumidores das classes Ru-ral/Irrigante, Geração e Carga Incen-tivada e Distribuidoras/Cooperativas

contam com um desconto percentual na tarifa de uso (em R$/kW e R$/kWh) e tarifa de energia, como mostra a Ta-bela 2.

Importante ressaltar que essa prática requer dois principais aprimoramentos, para promover a racionalização dos descontos. Em primeiro lugar, o des-

conto em R$ percebido pelo consumi-dor está atrelado ao nível tarifário da área de concessão e não à classe de consumo. Concessões marcadas por

Fonte: ANEEL. (1) Redução gradual até sua extinção em 2020. (2) Redução gradual até 2020, quando o desconto será substituído por subvenção para compensar a reduzida densidade de carga dos agentes..

Tabela 2 – Percentual de Descontos Aplicados à TUSD e TE.

Posição EDP – Estabelecimento de Valor Teto para Orçamento da CDE

A EDP defende o estabelecimento de valor teto para o orçamento da CDE, pois se configura como uma medida

positiva para a limitação dos gastos crescentes observados nos últimos anos, além de melhorar a sinalização de preço e

a alocação de custos no Setor Elétrico.

TUSD (R$/kW)

TUSD (R$/MWh)

TE (R$/MWh)

Tarifa para Aplicação dos Descontos

Rural – Grupo A 10% 10% 10% TUSD e TE azul e verde

Rural – Grupo B 30% 30% TUSD e TE Rural AT

Irrigante – Grupo A 0% 70 a 90% 70 a 90% TUSD e TE azul e verde

Irrigante – Grupo B 60 a 73% 60 a 73% TUSD e TE Rural

Geração Fonte Incentivada 50 a 100% TUSD Geração

Consumidor Livre 0 a 100% 0% TUSD azul

Consumidor Livre 0 a 100% 0 a 100% TUSD verde

Distribuição (<500 GWh)(1) 0 a 56% 0 a 56% 0 a 56%

Cooperativas de eletrifica-ção rural (permissionárias)(2)

0 a 70% 0 a 70% 0 a 70%


elevadas tarifas são aquelas que mais recebem subsídios em termos de volu-me de recursos, enquanto que às regi-ões de tarifas mais baixas são conce-didos os menores volumes de recursos para subsidiar os descontos tarifários. Para que o tratamento seja isonômico, se faz necessário conceder os mes-mos descontos às classes de consumo equivalentes, independentemente da respectiva localização.

Em segundo lugar, como o desconto é aplicado a todas as unidades consu-midoras de cada classe, é recomendá-vel que o direcionamento seja efetivo à unidade de quem necessita, tais como àqueles que utilizam a energia elétrica com foco na produção rural, às fontes renováveis produtivas que ainda care-cem de competitividade e às famílias de baixa renda.

Tratam-se de questões endereçadas na proposta do MME, o qual pretende subs-tituir, a partir de janeiro de 2019, a atual formulação de benefícios ao consumidor com base em percentuais de desconto sobre a tarifa cheia de uso e de energia, por um valor fixo, em R$/MWh.

Essa nova formulação também permi-tirá um mecanismo de contenção dos subsídios tarifários, fazendo que os mesmos não guardem proporção com a elevação ou queda de tarifas. Ao fixar o montante em R$/MWh, o MME também define que as unidades consumidoras

de todo o país devem receber o mesmo nível de descontos por MWh consumido.

Para identificar o impacto da medi-da sobre diferentes localidades, deve--se comparar o efetivo desconto em “R$/MWh” nas condições atuais com a proposta do MME. Embora a metodo-logia vigente seja distinta, por meio do uso de percentuais sobre a tarifa cheia, é possível calcular a tarifa por unidade de energia utilizando a razão entre o total de descontos cedidos pela clas-se de consumo e o respectivo mercado subsidiado, o que se aproximaria do va-lor de desconto em R$/MWh.

Por exemplo, no ano de 2016 foram concedidos descontos de R$ 2,2 bi-lhões à classe Rural no Brasil, sendo pouco mais de R$ 832 milhões des-tinados à região Sudeste, R$ 631 mi-lhões à região Sul, R$ 311 milhões ao Centro-Sul, R$ 328 milhões à região Nordeste e R$ 59 milhões à região Norte. Dividindo-se tais valores pelos respectivos mercados da classe Rural, obtêm-se o desconto em R$/MWh, tal como apresentado na Tabela 3.

Utilizando-se a mesma metodologia descrita acima, a Tabela 3 abaixo ilus-tra como seria atualmente o valor em R$/MWh para as faixas de consumo do Residencial Baixa Renda (Fx), Ru-ral (BT), Irrigante (BT) e Água, Esgoto e Saneamento (AT), por Região e Brasil.

Fonte: ANEEL. Elaboração e análise própria.Tabela 3 – Simulação de Descontos Tarifários em R$/MWh .

Região BR Fx01 BR Fx02 BR Fx03 BR Fx04 Rural Irrigante Sanea-mento

(1) Brasil 293.35 185.55 51.74 5.73 145.51 160.35 63.36

(2) CO 305.24 190.03 51.92 5.89 143.08 154.83 67.18

(3) NE 270.51 168.34 45.86 4.97 114.82 123.90 59.19

(4) N 327.90 203.75 54.80 5.61 145.86 185.45 72.56

(5) SE 316.33 196.29 52.90 6.20 156.08 209.46 61.06

(6) S 364.16 247.17 66.51 6.06 154.47 72.99 72.78

EDP 25

Pelos resultados da Tabela 3, conclui-se que, caso o valor em R$/MWh seja uni-formizado para todo o Brasil (equiva-lente à linha 1 da Tabela 3), os con-sumidores das classes Rural, Irrigante, Saneamento ou Baixa Renda da região Nordeste devem receber montante su-perior de subsídios em relação ao que recebem hoje.

Por exemplo, os consumidores Rurais da região Nordeste recebem em torno de R$ 114,82 por MWh com a aplicação dos atuais percentuais de desconto. Ao modificar a regra fixando os be-nefícios por MWh para todo o Brasil, o MME instituirá um desconto de R$ 145,51 por MWh para todas as Regiões, beneficiando os consumidores do Nor-deste em R$ 30,69 por MWh.

A seguir, será apresentado um es-tudo de simulação das tarifas finais por Região e por distribuidora, con-siderando o impacto da mudança de formulação de subsídios de percen-tual sobre a Tarifa de Aplicação para o desconto fixo em R$/MWh. É im-portante ressaltar que os dados uti-lizados são públicos e foram obtidos mediante consulta no site da ANEEL, nos arquivos relativos aos processos tarifários levados a efeito no ano de 2016. O estudo procura evidenciar as mudanças propostas pelo MME, sem qualquer avaliação das distribuidoras.

A tabela completa e os gráficos com as tarifas por tensão e por distribuido-ra se encontram no Apêndice I.

Para a classe de consumo Água, Esgo-to e Saneamento, doravante chamados de Saneamento, independentemente do nível de tensão, as variações são pouco significativas (entre 2% e -2%), embora a Região Nordeste seja a mais

beneficiada, com redução de R$ 6/MWh na tarifa. Essa redução, para um con-sumo médio mensal de 72 MWh de uma unidade consumidora média de Sanea-mento conectada à rede de Alta Ten-são, equivaleria a uma redução de R$ 590,00 por mês na fatura.

Quanto à classe Rural, para unidades consumidoras atendidas em Alta Ten-são, poucas devem ser as variações, entre 1 e -2%, contudo, para as unida-des consumidoras com fornecimento em Baixa Tensão, a proposta do MME beneficiaria a tarifa da região Nordeste com uma redução de R$ 27/MWh na ta-rifa final, o que equivaleria à redução de R$ 10,00 na conta mensal de uma uni-dade consumidora Rural média de Bai-xa Tensão, de consumo igual a 275 kWh ao mês. Na região Sudeste, percebe-se que a tarifa deve aumentar em R$ 14/MWh, com efeito de R$ 5,00 na fatura mensal de um consumidor médio.

As tarifas do Irrigante são as que mais devem perceber o impacto da mudan-ça. Para os fornecimentos em Alta Ten-são, estima-se que as tarifas finais das regiões Norte e Nordeste devem-se re-duzir, respectivamente, em 17%, ou R$ 41/MWh e 20% ou R$ 26/MWh, o que resultaria em um alívio de R$ 1.600 e R$ 1.000 nas faturas mensais das uni-dades consumidoras com consumo médio da ordem de 30 MWh/mês). Por outro lado, na região Sudeste, a tarifa deve aumentar em 18% ou R$ 30/MWh.

Devido ao fato de os consumidores Irri-gantes localizados na área de atuação da SUDENE receberem atualmente mais descontos que os demais, como determina a Resolução ANEEL no 414/2010, para o fornecimento na Bai-xa Tensão a lógica se inverte. O con-


sumidor das Regiões Norte e Nordes-te passaria a pagar, respectivamente, tarifa com acréscimo de R$ 10/MWh e R$ 40/MWh, o que equivale, por exem-plo, a um aumento de R$ 16 na fatu-ra mensal do Baixa Tensão Irrigante da região Nordeste. Já o consumidor das Regiões Centro-Oeste e Sudeste pagaria tarifa menor, com redução de R$ 25/MWh e R$ 31/MWh, respectiva-mente, o que significa em torno de R$ 50 de redução na fatura mensal.

É possível concluir que os consumi-dores do Nordeste devem receber um benefício tarifário maior com a propos-ta de desconto fixo, comparado com o atual critério de percentual sobre a tarifa de aplicação.

A EDP entende que a proposta do MME é de grande valia para aumentar a iso-

nomia no tratamento aos consumi-dores de diferentes regiões. Deve-se, ainda, definir um período de transição até o ano de 2023, por intermédio de um instrumento infra legal, de forma a suavizar o resultado das mudanças para os consumidores com maior im-pacto sobre as tarifas, como no caso dos Irrigantes.

Uma regra de escalonamento poderia ser definida, no primeiro ano, de ma-neira que a transição poderia envol-ver a aplicação de descontos fixos por MWh para 1/5 do consumo, incidindo sobre os outros 4/5 o antigo percen-tual. No segundo ano, os descontos fixos incidiriam em 2/5 do consumo e o percentual sobre 3/5, e assim por diante, até que no ano de 2023 todos os consumidores passassem a contar com descontos fixos por MWh.

Há que se considerar, contudo, que essa medida é apenas uma parte da proposta do MME, a qual deve se so-mar ao cálculo final dos efeitos, le-vando em conta as demais propostas quanto à convergência da componen-te CDE paga pelas Regiões e à diver-gência de pagamento da componente entre os níveis de tensão.

DESCONTOS AOS CONSUMI-DORES BAIXA RENDAAtualmente, como mostra a Tabela 4, a tarifa aplicada às unidades consumi-doras classificadas como Baixa Renda encontra-se dividida em quatro grupos:

(I) Grupo 04 corresponde à parcela do consumo de cliente Residencial Baixa Renda superior a 220 kWh. À tarifa de

Posição EDP – Mudança de Descontos de Percentual para Valor Fixo em R$/MWh

A EDP apoia a mudança da aplicação de descontos para classes específicas de consumidores da metodologia

atual baseada na aplicação de percentual sobre a tarifa de referência para um desconto fixo em R$/MWh, como

forma de facilitar a gestão orçamentária da CDE.

EDP 27

uso desse grupo não contém a parce-la dos encargos relativas ao PROINFA e a CDE, de forma que a TUSD paga pelo Grupo 04 é inferior à do Residen-cial Convencional;

(II) Grupo 03 diz respeito à parcela do consumo do cliente Residencial Baixa renda entre 100 e 220 kWh, cuja tarifa

deve ser 10% inferior à do Grupo 04;

(III) Grupo 02 para o consumo se situa entre 30 e 100 kWh, recebe 40% de desconto a partir da tarifa do Grupo 04;

(IV) Grupo 01 corresponde à parcela de consumo até 30 kWh, à qual a incidên-cia de desconto é de 65% da tarifa do Grupo 04.

Ao instituir percentuais de descontos sobre a tarifa do Grupo 04, a qual está fundamentada na Tarifa de Aplicação do consumidor residencial convencio-nal, as distribuidoras com tarifas mais elevadas cobram valores maiores da população de mais baixa renda em re-lação à média do país. Porém, as ta-rifas mais elevadas podem não estar sendo aplicadas nas localidades de maior renda.

É possível que os custos nas regiões mais pobres sejam elevados, em virtude de menor escala, maiores perdas, cus-to de energia mais elevado, etc. Como exemplo, a tarifa de uso do Residencial Convencional de uma distribuidora loca-lizada na região Norte era de R$ 330,26/MWh em 2016, valor superior à tarifa cor-respondente de uma distribuidora da re-gião Sudeste, de R$ 173,89/MWh.

Como consequência, dois consumido-res de até 30 kWh pagariam tarifas completamente diferentes conforme sua localização, sendo que aquele lo-calizado numa área de concessão da região Norte pagaria o dobro de TUSD em relação àquela paga por aquele cuja unidade consumidora esteja loca-lizada em uma área de concessão da região Sudeste. A diferença se agrava para as faixas superiores de consumo da unidade consumidora Baixa Renda, como mostra a Tabela 5, de forma que, no comparativo entre distribuidoras, um com consumo baixa renda igual ou superior a 104 kWh, necessariamente, pagará mais TUSD na região Norte do que uma unidade consumidora residen-cial convencional na região Sudeste.

Fonte: Resolução Normativa 414/2010, Lei nº 10.438/2002 e Lei nº 13.360/2016.

Tabela 4 – Grupos de Descontos do Residencial Baixa Renda.

Grupo Residen-cial Baixa Renda

Faixa de Consumo TUSD (R$/MWh) Tarifa para Aplicação dos Descontos

01 Consumo mensal ≤ 30 kWh 65% TUSD Grupo 04

02 30 kWh < Consumo mensal ≤ 100 kWh 40% TUSD Grupo 04

03 100 kWh < Consumo mensal ≤ 220 kWh 10% TUSD Grupo 04

04 Consumo mensal > 220 kWh Isento de Proinfa e CDE TUSD Residencial Con-vencional


A atual prática de descontos implica que o consumidor Baixa Renda de re-giões mais pobres pode pagar mais caro pelo MWh do que o consumidor convencional de regiões mais ricas.

A proposta do MME aos consumidores Residenciais Baixa Renda é o estabe-lecimento de descontos fixos em R$/MWh, iguais para todas o pais. A Ta-bela 6 mostra o impacto da modifica-ção proposta.

Com efeito, as tarifas médias por dis-tribuidora seriam as apresentadas no Figura 9. Das 27 distribuidoras anali-sadas, apenas 8 teriam aumento de tarifas, estando o aumento limitado a 9%, ao longo de cinco anos, confor-

me as simulações realizadas. Consi-derando o consumo médio da região correspondente, no caso, a Nordeste, o impacto máximo sobre a fatura do consumidor seria da ordem de R$ 6,00 ao mês.

Fonte: ANEEL. Elaboração própria. (1) Base econômica, isto é, desconsiderando os componentes financeiros da tarifa.

Tabela 5 – Exemplo de Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição em 2016 – Distribuidora do Norte e do Sudeste.

Fonte: ANEEL e MME. Elaboração e análise própria.

Tabela 6 – Descontos Propostos pelo MME por Faixa de Consumo ao Baixa Renda.

Grupos do Residencial

TUSD(1) – R$/MWh Variação

[(1)/(2) – 1](1) Distribuidora do Norte (2) Distribuidora do Sudeste

Convencional 330.26 173.89 471%

Faixa 01 113.00 57.85 95%

Faixa 02 193.72 99.18 235%

Faixa 03 290.58 148.77 402%

Faixa 04 322.87 165.30 458%

Faixa de consumo

(kWh/mês)

Subsídios totais (R$MM)

Faixa de consumo

(kWh/mês)

Desconto sobre tarifa residencial

Atual (%) Proposta (R$/MWh)

Até 30 955,28 2,86 65%+PROINFA+CDE 334,29

30 a 100 1.024,88 4,92 40%+PROINFA+CDE 208,36

100 a 220 173,34 2,96 10%+PROINFA+CDE 58,61

Acima de 220 9,73 0,96 0%+PROINFA+CDE 10,13

EDP 29

Nivelação Faixa 01 Faixa 2 Faixa 3 Faixa 4 Média

Média 163,12 284,89 423,52 467,93 305,24

1º Quartil 141,94 250,81 381,25 424,72 271,49

Mínimo 126,54 225,49 344,24 383,82 244,35

Verifica-se que, em distribuidoras com tarifas mais elevadas, a adoção de um desconto fixo em R$/MWh elevaria o valor atualmente pago pelo consumi-dor Baixa Renda. Esta elevação deve--se ao fato de que o valor do desconto baseado no percentual de uma tarifa alta é maior do que o desconto de um valor único em R$/MWh, com base na média Brasil.

A EDP entende que baixa renda é bai-xa renda em qualquer lugar do Bra-sil e merece tratamento isonômico. Eventualmente, se poderia repen-sar a forma de conceder o benefício ao consumidor de baixa renda, como por exemplo, por meio de um aumen-to nas bolsas sociais concedidas

à população mais carente (como o Bolsa-Família).

De forma alternativa, se poderia re-pensar as tarifas da população mais vulnerável, unificando a tarifa Baixa Renda no Brasil. Desse modo, cada faixa de consumo da categoria teria um único valor em qualquer localida-de do país.

A nivelação por faixa de consumo po-deria ser feita pela média, conside-rando o 1º quartil ou pelo mínimo, das tarifas das distribuidoras. No caso da tarifa mínima, a proposta implicaria uma situação na qual nenhuma dis-tribuidora contaria com aumento da tarifa Baixa Renda.

Figura 9 – Proposta do MME para Tarifa Média Baixa Renda por Distribuidora – Desconto Fixo (R$/MWh em 2016)

Tabela 7 – Simulações da Nivelação de Tarifa por Faixa de Consumo


Embora a nivelação pelo mínimo be-neficie um maior número de consu-midores Baixa Renda, o impacto de aumento na CDE para compensar o acréscimo de subsídios a essa cate-goria seria da ordem de R$ 712 mi-lhões. O uso do 1º quartil constituiria uma solução intermediária, sem gerar aumentos tarifários para muitas dis-tribuidoras e requerendo aumento de R$ 395 milhões de CDE (equivalente a 2,6% do orçamento da CDE no ano de 2017).

Assim, considerando o 1º quartil como balizador da nivelação de tarifas do Baixa Renda, observa-se que uma úni-ca tarifa Baixa Renda por faixa faria com que apenas 6 de 27 distribuidoras contassem com aumento tarifário, de maneira que o aumento máximo seria inferior a 11%, como mostra o Figura 10. Ressalta-se que, embora a tarifa seja única por faixa de consumo, como o mercado se distribui de forma diferen-te entre as faixas, as tarifas médias podem variar entre as distribuidoras.

Pode-se constatar que a tarifa Baixa Renda Brasil deve beneficiar amplo conjunto de consumidores, gerando redução de até R$ 17 na fatura men-sal, com aumentos pontuais para a minoria das distribuidoras analisadas de no máximo R$ 5. A sugestão da EDP, portanto, caracteriza-se como

socialmente justa ao promover um aperfeiçoamento relevante no meca-nismo de descontos.

O prazo para a introdução da tarifa única deverá convergir com as demais propostas envolvendo a CDE, no caso, o ano de 2023, de forma a mitigar even-tuais efeitos de aumentos tarifários.

Figura 10 – Simulação da Tarifa Baixa Renda Brasil

Posição EDP – Estabelecimento de uma Tarifa Única Nacional para Consumidores Baixa Renda

A EDP defende o estabelecimento de uma tarifa única nacional para os consumidores baixa renda, como forma de dar

tratamento isonômico a todos os consumidores dessa classe, independentemente da área de concessão onde habitam.

EDP 31

CONTRAPARTIDAS PARA RECEBIMENTO DE DESCONTOSNa proposta, o MME também suge-re o estabelecimento de condicionan-tes para a manutenção de descontos, quais sejam, a exigência de contrapar-tidas por parte dos beneficiários condi-zentes com a finalidade do subsídio e o cumprimento de critérios de acesso, considerando o público-alvo e as con-dições sociais. Embora não especifique quais condições devem ser levadas em conta, abre importante possibilidade para garantir que os benefícios sejam direcionados a quem necessita.

Por exemplo, no caso dos fornecimen-tos na área Rural, se faz necessário propor a comprovação por parte do consumidor de que o mesmo desem-penha atividade de agricultura, pecu-ária ou aquicultura (grupos 01.1 a 01.6 ou 03.2 da CNAE), conforme definido pela Resolução no 414/2010. Para o

Baixa Renda, devem ser mantidas as exigências contidas no Art. 14 da refe-rida Resolução.

Adicionalmente, seria importante adi-cionar para todos os consumidores beneficiários a contrapartida de ma-nutenção de descontos apenas em caso de adimplemento. Por meio de um exemplo com dados da EDP SP, é possível observar o impacto de uma alteração dessa natureza nas contra-partidas. Na tentativa de condicio-nar o pagamento ao recebimento do benefício ao consumidor Residencial Baixa Renda, uma alternativa seria cobrar a energia inadimplente pela tarifação cheia do Residencial Con-vencional, de forma que a tarifa mé-dia em MWh passaria de R$ 313 para R$ 447, como mostra a Tabela 8.

Importante considerar que o consumidor pode reagir de duas formas diferentes:

I) Conscientizar-se dos possíveis da-nos ocasionados pela sua inadimplên-cia e pagar a conta com tarifa cheia no mês da cobrança, voltando a ser tarifado pelo Baixa Renda nos próxi-mos meses. Esta situação levaria a

uma cobrança adicional de receita por parte da Distribuidora aos consumido-res inadimplentes da ordem de R$ 600 mil ao todo. Frente ao elevado custo pelo inadimplemento, é de se esperar que o consumidor evite a reincidência;

II) Tornar-se inadimplente até o forne-cimento ser suspenso, quando passa-

Fonte: EDP SP e ANEEL. Elaboração e análise própria.

Tabela 8 – Simulação de Receita Adicional com Condicionante ao Desconto Baixa Renda.

Descrição Valor

(1) Inadimplência no mês anterior a março 2017 (R$ MM) 1.4

(2) Tarifa Média Baixa Renda (R$/MWh) 313.00

(3) Tarifa Residencial Convencional (R$/MWh) 447.00

(4) Consumo Inadimplentes (MWh): (1)/(2) 4,445

(5) Adicional de cobrança tarifando pelo Residencial Convencional (R$ MM): (4)x(3) 0.6


ria a negociar a dívida. Esta situação poderia fazer com que a inadimplên-cia do Baixa Renda (R$) aumentasse em 0,7% ao ano, conforme a elastici-dade da inadimplência estimada pela EDP, com possíveis impactos também sobre os custos com a renegociação de dívida. Por esse exemplo, entende--se que a punição excessiva poderia elevar custos para as Distribuidoras.

Alternativamente, poderia se propor elevar a tarifa de forma que o possí-

vel acréscimo de inadimplência não superasse um nível aceitável de risco. Considerando um nível de 0,5% ao ano de inadimplência, a tarifa média puni-tiva poderia ser instituída com 30% de adicional à tarifa que vem sendo apli-cada sobre o consumo do inadimplen-te. Assim, o consumidor perceberia as contrapartidas de seus atos e o custo associado não seria tão elevado.

A implantação da medida pode ocor-rer concomitantemente às demais mudanças envolvendo a CDE. Devido aos diversos efeitos da aplicação das novas regras sobre as tarifas, a EDP

entende ser necessário instituir um escalonamento para a aplicação de novas regras, de forma que todas as propostas envolvendo a CDE se con-cretizem até o ano de 2023.

Posição EDP – Estabelecimento de Contrapartidas para Recebimento de Subsídios

A EDP defende o estabelecimento de contrapartidas, como a comprovação da atividade econômica

praticada e/ou inclusão em cadastros oficiais para que os consumidores beneficiados mantenham seus

subsídios adquiridos. Adicionalmente, seria importante adicionar para todos os consumidores beneficiários a contrapartida de manutenção de descontos integrais

apenas em caso de adimplemento.

Posição EDP – Escalonamento da Aplicação de Novas Regras com Efeitos Tarifários

A EDP defende que a aplicação de novas regras com efeitos tarifários seja escalonada até o ano de 2023, para evitar impactos disruptivos aos consumidores e

permitir prazo para adaptação à nova realidade.

EDP 33

A proposta do Ministério a respeito do tema “convergência da CDE” envolve uma antecipação do prazo final do ano de 2030 para 2023, tanto para a convergên-cia do pagamento da componente tarifá-ria CDE-Uso entre todos os consumidores, como para a divergência do pagamento da componente tarifária CDE-Uso entre os níveis de tensão (AT, MT e BT).

Com abrangência sobre as diferentes regiões do país e também sobre os dife-rentes tipos de consumidores de energia elétrica, tais medidas devem ser analisa-das sob um ponto de vista integrado, en-tre regiões e concessões, considerando todos os impactos que poderão interfe-rir na fatura mensal do consumidor final. Antecipa-se que a simulação integrada de todos os efeitos resulta em aumen-tos máximos na fatura mensal da ordem de R$ 21 e reduções de até R$ 7 para os consumidores de Baixa Tensão, com va-riações entre distribuidoras e regiões.

Além disso, os fatos motivadores des-tas alterações devem ser avaliados so-bre as perspectivas de seus resultados, assim como a razoabilidade e critérios em que os mesmos se fundamentam.

antecipação da convergência da CDE

EDP 35

CONVERGÊNCIA DO PAGAMENTO DA CDE ENTRE LOCALIDADESConforme a Lei no 13.360/2017, a atu-al relação de 4,53 entre os valores pagos de componente CDE-Uso das regiões S/SE/CO em relação às regi-ões N/NE passaria a ser uma relação unitária, de forma gradual, até o ano de 2030. Ou seja, independentemen-te da localização geográfica, todos os consumidores estarão sujeitos às mesmas regras de proporção das

quotas, conforme o mercado consu-midor das distribuidoras.

Quanto à proposta apresentada pelo MME, o prazo para a convergência re-gional passaria de 2030 para o ano de 2023. A proposta possui o efeito de an-tecipar um mecanismo já previsto, que no caso se daria em um intervalo me-nor de tempo, conforme exemplificado na Figura 11.

Figura 11 – Convergência Regional da CDE

4,53

4,07 3,65

3,28 2,94

2,64 2,37

2,13 1,91

1,72 1,54 1,38 1,24 1,11

3,22 2,55

2,02 1,60

1,26 1,00

1,00

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

4,5

5

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Regra atual Regra proposta pelo MME


De fato, não existe racionalidade eco-nômica para a manutenção da diferen-ciação regional da CDE, tendo em vis-ta que as condições de desigualdade entre as Regiões que justificaram tal medida na década de 70 não se evi-denciam atualmente. Além do mais, há outros mecanismos, mais eficientes, que permitem a prática de políticas públicas de desenvolvimento econô-mico e social dentro do Setor Elétrico, como a tarifa social Baixa Renda.

Portanto, a antecipação da convergência tem razoabilidade econômica e busca eli-minar um subsídio cruzado inter-regional.

A Lei n° 13.360/2017 também prevê que o custo do encargo tarifário da CDE em R$ por MWh, para consumido-res atendidos em nível de tensão igual

ou superior a 69 kV, será 1/3 daquele pago pelos consumidores atendidos em nível de tensão inferior a 2,3 kV. Já para aqueles atendidos em nível de tensão igual ou superior a 2,3 kV e in-ferior a 69 kV, será 2/3 daquele pago pelos consumidores atendidos em ní-vel de tensão inferior a 2,3 kV. Essa al-teração ocorreria de maneira gradual a partir do ano de 2019 e até 2030.

A proposta apresentada na Consulta Pública, assim como a convergência en-tre as regiões, busca antecipar a diferen-ciação entre os níveis de tensão para o ano de 2023. Portanto, este mecanismo também já está previsto de ocorrer e a proposta visa dar maior celeridade para sua conclusão. O efeito da proposta é apresentado na Figura 12 a seguir.

Embora a divergência do pagamento entre os níveis de tensão possa ter razão econômica, dado que grandes consumidores possuem uma maior participação per capita na divisão do custo do encargo da CDE-Uso, ou ra-zão técnica, devido ao maior uso da rede pela Baixa Tensão, não são to-talmente explícitas as razões e os critérios adotados para a proporcio-

nalização da CDE para Alta e Média Tensão. Este assunto carece de um maior aprofundamento e participação pública dos agentes, para que uma solução resulte de amplas discussões. Recomenda-se que este assunto seja direcionado para a ANEEL, no âmbito da realização de consulta e/ou audi-ência pública.

Figura 12 – Divergência da Proporcionalização entre Níveis de Tensão

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

AT / BT - Regra atual MT / BT - Regra atual

BT AT / BT - Regra proposta MME

MT / BT - Regra proposta MME

EDP 37

Cabe ressaltar que as medidas apre-sentadas promovem impactos direta-mente na tarifa final dos consumidores, os quais apresentam-se de forma dife-renciada entre as regiões e os níveis de tensão. Dessa forma, é imprescindível a análise das variações ora propostas e a razoabilidade quanto ao tempo em que tais variações serão percebidas.

Para isso, foram realizadas simulações que buscaram verificar o sinal econômi-co a ser percebido pelos consumidores das diferentes regiões do país e nos di-ferentes níveis de tensão, adotando-se consumidores típicos dos níveis de ten-são A2, A4 e B1 de diferentes distribui-doras. As tarifas utilizadas foram as econômicas, para que os efeitos tempo-rais da realização dos processos tarifá-rios não interferissem nos resultados.

As tarifas de convergência foram si-muladas mantendo-se o orçamento e o mercado utilizado na definição do orçamento da CDE do ano de 2017, respeitando-se os valores de propor-cionalização que seriam encontrados após o processo de convergência en-

tre as regiões e de divergência entre os níveis de tensão.

Na Figura 13, encontra-se apresentado o impacto na tarifa a ser percebido por um consumidor residencial de Baixa Tensão, com consumo mensal de 150 kWh. Verifica-se que a convergência regional possui efeito de redução tari-fária para os consumidores das regiões S/SE/CO e aumento tarifário para os consumidores das regiões N/NE, como esperado. Quanto à convergência en-tre os níveis de tensão, o efeito resulta em aumento tarifário para os consumi-dores residenciais de todas as regiões, devido à transferência de responsabi-lidade do custeio da CDE. O efeito in-tegrado de ambas convergências re-presenta, em média, 1,6% de aumento tarifário para as regiões S/SE/CO, ou seja, um acréscimo de R$ 0,40 na con-ta final do consumidor, em 5 anos. Para os consumidores das regiões N/NE, o efeito integrado representa um aumen-to tarifário médio de 5% ou acréscimo de R$ 4,61 na conta mensal do consu-midor, também em 5 anos.

Figura 13 – Impacto da Convergência Regional e Níveis de Tensão – Consumidor B1 Residencial


A Figura 14 representa o impacto na tarifa a ser percebido pelos consumi-dores de Média Tensão (MT). Foi utiliza-do um consumidor típico com energia de ponta (EP) de 40 MWh, energia fora de ponta (EFP) de 400 MWh, demanda de ponta (DP) de 850 kW e demanda fora de ponta (DFP) 900 kW, grupo A4,

modalidade tarifária azul. Para as re-giões S/SE/CO, o efeito tarifário a ser percebido pelos consumidores de MT seria de -1,9%, enquanto que para os consumidores de MT das regiões N/NE, o efeito tarifário a ser percebido seria de 4,3% em média.

Quanto aos consumidores de Alta Ten-são (AT), os efeitos integrados das con-vergências são apresentados na Figu-ra 15 e foi considerado um consumidor do grupo A2, modalidade tarifária Azul, com EP de 100 MWh, EFP 1000 MWh, DP e DFP de 1700 kW. Verifica-se que há uma redução tarifária para os con-sumidores de AT da região S/SE/CO,

em aproximadamente 5%, devido, prin-cipalmente, à convergência entre os níveis de tensão, alavancada pela con-vergência inter-regional. Para os con-sumidores de AT das regiões N/NE, é previsto um aumento tarifário de 1,3%, devido, principalmente, à convergência inter-regional, amenizado pela propor-cionalização ente os níveis de tensão.

Figura 14 - Impacto da Convergência Regional e Níveis de Tensão – Consumidor A4 Azul

EDP 39

Por meio das simulações realizadas, fo-ram obtidos os impactos de aproxima-damente 5% para o consumidor B1 Re-sidencial, 4,3% para o consumidor MT e 1,3% para o consumidor de AT. Ten-do em vista aos valores verificados e o tempo em que ocorrerá a transição (até

2023), entende-se razoável a aplica-ção da antecipação da convergência. No entanto, entende-se também que os valores referentes à proporcionali-zação entre os níveis de tensão ainda carecem de atenção especial e estudo metodológico.

Figura 15 - Impacto da Convergência Regional e Níveis de Tensão – Consumidor A2 Azul

Posição EDP – Antecipação da Convergência Regional da CDE

A EDP defende a Convergência da CDE entre as regiões no ano de 2023, a qual se apresenta como

uma oportunidade para eliminar o subsídio cruzado e melhorar a sinalização de custo ao consumidor.


Posição EDP – Cobrança Diferenciada da CDE por Nível de Tensão

A EDP apoia o princípio da cobrança diferenciada da CDE entre níveis de tensão. As diferenças a serem pagas entre os níveis de tensão devem ser fundamentadas em

metodologias e critérios transparentes.

ANÁLISE INTEGRADA DOS EFEITOS

Essa seção se dedica a apresentar os efeitos integrados, não somente com relação à convergência regional e di-vergência dos níveis de tensão, mas também com relação a efeitos de ou-tras questões que afetam a tarifa fi-nal, como os descontos fixos por MWh e a convergência do preço da energia para todos os consumidores.

Os efeitos na tarifa final ao consumidor são possíveis de serem mensurados por completo desde que sejam con-siderados todos os efeitos propostos pela Consulta Pública, assim como os efeitos que estão em andamento, como é o caso da convergência da CDE. Por-tanto, para a realização desta análi-se foram utilizadas as tarifas médias de 27 distribuidoras, obtidas por meio da divisão entre a receita total em R$ (Econômica e Financeira) e o mercado de fornecimento de referência dos pro-cessos tarifários, em MWh.

Deve-se mencionar que, aos recepto-res de subsídios nas regiões Norte e Nordeste, a saber, consumidores Ru-rais, Irrigantes, Água, esgoto e sanea-mento, a convergência da componen-te CDE e divergência da componente

entre os níveis de tensão não afetam sobremaneira os descontos. No Apên-dice II encontram-se detalhadas as novas tarifas estimadas para os re-ceptores de subsídios. As informações dos descontos foram obtidas das me-mórias de cálculo dos processos ta-rifários das distribuidoras realizados pela ANEEL em 2016.

Por fim, considerando-se a conver-gência da CDE e os possíveis demais impactos sobre a Tarifa de Aplicação, tais como a unificação do PMIX nacio-nal e repasse de risco hidrológico para as usinas privatizadas, os efeitos sobre a tarifa final aos consumidores seriam aqueles dispostos no Figura 16.

Os efeitos integrados das propostas apresentadas na Consulta Pública adicionados aos eventos previstos de ocorrerem, segundo estimativas, ge-rariam um impacto tarifário máximo de aproximadamente 17% (equivalente a cerca de R$ 20 na fatura mensal) e uma redução tarifária máxima de até 4% (ou R$ 6 na fatura mensal), a de-pender da distribuidora e da região em que a mesma está localizada.

EDP 41

Posição EDP – Aplicação dos Recursos da Privatização para Redução da CDE

A EDP defende que os recursos obtidos com a privatização das Geradoras devem ser destinados

integralmente à CDE, para permitir a mitigação dos efeitos tarifários resultantes do conjunto de medidas

propostas e para redução do valor dos encargos cobrados dos consumidores.

Para amenizar os efeitos de aumento tarifário a alguns consumidores, a re-ceita com as privatizações deve ser destinada integralmente ao Setor Elé-trico, de forma a promover a modicida-

de tarifária mesmo com as mudanças em curso e aquelas previstas de ocor-rer no âmbito da Consulta Pública.

Figura 16 – Efeito Integrado nas Tarifas de Aplicação (% e R$/MWh)

Impactos integrados na tarifa por distribuidora – Com Consulta Pública(%, ciclo tarifário 2016)

Fonte: SPARTA, TA, PCAT (ANEEL, 2016)

Sudeste Nordeste Sul Centro-Oeste Norte

LegendaUnificação de Pmix

Convergência da CDEDescotização à R$150/MWh

Descotização à R$200/MWh

Risco HidrológicoRecursos da Privatização

*Para consumo mensal médio de 340kWh (SAMP, 2016); efeitos de equalização de cotas e CAPEX manutenção de usinas incluído na descotizaçãoFonte: SPARTA, TA, PCAT (ANEEL, 2016)

Impacto total

Os princípios de Isonomia e da Racio-nalidade Econômica devem nortear a política de descontos e subsídios vi-gentes no Setor Elétrico Brasileiro, sen-do fundamental discutir a forma como estes são valorados e quais são os consumidores beneficiados.

Ao analisar as diferenças entre as ta-rifas pagas por localidade, observa-se que, por razões históricas, os consumi-dores das regiões Sul, Sudeste e Cen-tro-Oeste pagam 4,53 vezes mais para financiar a componente tarifária da CDE em relação aos consumidores das regiões Norte e Nordeste. Para que o custeio da CDE se equalize em todo o país, a EDP defende a convergência entre a componente CDE entre regiões até o ano de 2023.

No que se refere à diferenciação do pa-gamento da componente CDE entre os níveis de tensão, a EDP acredita haver razoabilidade econômica na transição que deve ocorrer até o ano de 2023. Porém, a proporção do pagamento da

conclusão

EDP 43

CDE por nível de tensão deve estar fundamentada em estudos técnicos e econômicos aprofundados, com poste-rior abertura de audiência pública.

Para além da Isonomia e Racionalidade Econômica, a Transparência deve cons-tituir um dos pilares para a formulação dos subsídios. A sociedade como um todo deve conhecer e opinar sobre a prática de subsídios concedidos sobre o consumo de energia elétrica no país.

A mudança da aplicação de percentual de descontos considerando um mon-tante fixo por MWh está prevista de ocorrer no ano de 2019, segundo a pro-posta do MME. A EDP defende que esta medida seja atrelada à incorporação de novas fontes de receitas, como aquelas oriundas das privatizações de empre-sas federais, de forma a garantir que o crescimento dos descontos pelo rea-juste tarifário ponderado das distribui-doras conte com adequada cobertura.

As informações utilizadas nas análises dos descontos percentuais e dos des-contos fixos em termos de R$/MWh foram obtidos por meio da memória de cálculo dos processos tarifários das dis-tribuidoras no ano de 2016. Verifica-se que para os descontos das classes Sa-neamento e Rural, as variações percen-tuais entre as atuais tarifas e as novas, com a aplicação dos subsídios tarifários, resultaram aceitáveis, o que corrobora a proposta do MME.

Já para o desconto ao consumidor Ir-rigante, tanto para o fornecimento na Alta Tensão (AT) como para o grupo de Baixa Tensão (BT), ocorreram variações significativas entre as metodologias de aplicação de subsídios, em parte devido ao fato de que, na BT, o subsídio para o irrigante é calculado com base na tarifa subsidiada aplicada à classe rural. Outra explicação está nas diferenças entre dis-tribuidoras e nos dados utilizados para a análise, uma vez que algumas con-tam com um mercado muito incipiente de unidades consumidoras irrigantes, ou seja, na ocorrência de refaturamento no mercado de referência do processo ta-rifário, as informações podem não fazer sentido e distorcer os resultados finais.

A Tabela 9 apresenta o impacto da mudança dos descontos por percentu-al, considerando os descontos fixos por MWh, sobretudo considerando os be-

Apêndice IImpacto do desconto fixo sobre as tarifas de aplicação das distribuidoras

EDP 45

neficiários de subsídios e as regiões do País. Nela, não são contemplados ainda os efeitos globais da análise integrada. Na sequência, são apresentados os grá-

ficos contendo o impacto por distribui-dora, para consumidores que contam com os descontos.

Tabela 9 – Impactos na Fatura dos Descontos Fixos por MWh, sem Consideração da Análise Integrada.

Classe e Tensão Região Tarifa com

desconto %

Tarifa com desconto fixo (R$/MWh)

Variação (R$/MWh) Variação (%)

Impacto na Fatura* (R$/Mês)

Sanea

men

to

AT

S 338 346 8 2% 785.52

SE 285 285 0 0% 0.00

N 311 315 4 1% 392.76

NE 253 247 -6 -2% -589.14

CO 315 320 5 2% 490.95

Sanea

men

to

BT

S 400 401 1 0% 2.82

SE 408 411 3 1% 8.45

N 408 411 3 1% 8.45

NE 357 351 -6 -2% -16.90

CO 396 396 0 0% 0.00

Rura

l AT

S 379 382 3 1% 145.69

SE 379 382 3 1% 145.69

N 378 381 3 1% 145.69

NE 292 285 -7 -2% -339.95

CO 379 382 3 1% 145.69

Rura

l BT

S 318 322 4 1% 1.50

SE 321 335 14 4% 5.24

N 340 335 -5 -1% -1.87

NE 283 256 -27 -10% -10.10

CO 324 317 -7 -2% -2.62

Irrigante

AT S 199 208 9 5% 367.41

SE 168 198 30 18% 1,224.68

N 247 206 -41 -17% -1,673.73

NE 129 103 -26 -20% -1,061.39

CO 200 204 4 2% 163.29

Irrigante

BT S 119 123 4 3% 6.29

SE 123 92 -31 -25% -48.76

N 105 115 10 10% 15.73

NE 34 80 46 135% 72.36

CO 109 84 -25 -23% -39.32


Figura 17 - Tarifa ao Consumidor Final do Grupo AT - Água, Esgoto e Saneamento (R$/MWh em 2016)

Figura 18 - Tarifa ao Consumidor Final do Grupo BT - Água, Esgoto e Saneamento (R$/MWh em 2016)

EDP 47

Figura 19 - Tarifa ao Consumidor Final do Grupo AT - Rural (R$/MWh em 2016)

Figura 20 - Tarifa ao Consumidor Final do Grupo BT - Rural (R$/MWh em 2016

200

500

400

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-3%

-2%

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-1%

0%

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0%

0%

0%

0%

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0%

0%

0%

1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 2% 2% 2% 2% 2% 3%

Tarifa com desconto (%) Tarifa com desconto fixo (R$/MWh)

Variação tarifária

100

300

200

500

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-37%

-15%

-15%

-13%

-10%

-10%

-9%

-9%

-9%

-9%

-7%

-7%

-7%

-6%

-6%

-6%

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-5%

-5%

-5%

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-4%

-4%

-4%

-4%

-4%

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-2%

-2%

-2%

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-0%

-0%

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-5%

-5%

-5%

-7%

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-9%

-12%

-13%




Figura 21 - Tarifa ao Consumidor Final do Grupo AT - Irrigantel (R$/MWh em 2016)

Figura 22 - Tarifa ao Consumidor Final do Grupo BT -Irrigante (R$/MWh em 2016)

0

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200

300

D1

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D20 D21

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-34%


-32%

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-27%

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%-1

7%-1

5%

-13%

-13%

-13%

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-4%

-2%

-2%

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2% 4%

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7% 10%

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14%

22%

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30%

30%

43%

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0

100

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D1

D2

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D10 D11

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-75%

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-39%

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7%-3

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-34%

-33%

-14%

-14%

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16%

16%

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28%

33%

58

%74

%96%

130%

208

%58

1%58

5%


EDP 49

A Tabela 10 apresenta o impacto da mudança dos descontos por percentu-al, considerando os descontos fixos por MWh, sobretudo tendo em conta os be-neficiários de subsídios e as regiões do País. Nela, são contemplados os efeitos globais da análise integrada.

Apêndice IIImpacto do desconto fixo sobre as tarifas de aplicação das distribuidoras na análise integrada

EDP 51

Tabela 10 - Impactos na Fatura dos Descontos Fixos por MWh, Considerando a Análise Integrada

Classe e Tensão Região Tarifa com

desconto %

Tarifa com desconto fixo (R$/MWh), convergência

da CDE e PMIX único

Variação (R$/

MWh)

Variação (%)

Impacto na Fatura* (R$/

Mês)

Sanea

men

to A

T S 338 317 -21 -6% -2,061.99SE 285 263 -22 -8% -2,160.18N 311 306 -5 -2% -490.95NE 253 260 7 3% 687.33CO 315 295 -20 -6% -1,963.80

Brasil 289 275 -14 -5% -1,374.66

Sanea

men

to B

T S 400 391 -9 -2% -25.35SE 408 408 0 0% 0.00N 408 423 15 4% 42.25NE 357 384 27 8% 76.05CO 396 387 -9 -2% -25.35

Brasil 391 398 7 2% 19.72

Rura

l AT

S 379 362 -17 -4% -825.60SE 379 369 -10 -3% -485.65N 378 384 6 2% 291.39NE 292 308 16 5% 777.04CO 379 358 -21 -6% -1,019.86

Brasil 353 348 -5 -1% -242.82

Rura

l BT

S 318 311 -7 -2% -2.62SE 321 332 11 3% 4.11N 340 353 13 4% 4.86NE 283 283 0 0% 0.00CO 324 305 -19 -6% -7.11

Brasil 314 314 0 0% 0.00

Irrigante

AT

S 199 187 -12 -6% -489.87SE 168 187 19 11% 775.63N 247 210 -37 -15% -1,510.44NE 129 126 -3 -2% -122.47CO 200 189 -11 -6% -449.05

Brasil 163 164 1 1% 40.82

Irrigante

BT

S 119 110 -9 -8% -14.16SE 123 119 -4 -3% -6.29N 105 119 14 13% 22.02NE 34 63 29 85% 45.62CO 109 93 -16 -15% -25.17

Brasil 87 96 9 10% 14.16

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