Nota Técnica Principal · 2017-07-03 · Nota Técnica no 124/2012–SRE-SRD/ANEEL Em 09 de maio...

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 124/2012-SRE-SRD/ANEEL Brasília, 09 de maio de 2012

T E R C E I R O C I C L O D E R E V I S Õ E S T A R I F Á R I A S D A S C O N C E S S I O N Á R I A S D E

D I S T R I B U I Ç Ã O D E E N E R G I A E L É T R I C A

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . E S T R U T U R A T A R I F Á R I A

C E L E S C

AUDIÊNCIA PÚBLICA

Agência Nacional de Energia Elétrica Superintendência de Regulação Econômica SGAN 603 / Módulo “I” – 1º andar

CEP: 70830-030 – Brasília – DF Tel: + 55 61 2192-8695 Fax: + 55 61 2192-8679

ÍNDICE I. OBJETIVO .......................................................................................................................................................................... 1 III. ANÁLISE .......................................................................................................................................................................... 3

III.1 RESULTADOS ....................................................................................................................................................... 3 III.2 DADOS DE ENTRADA ......................................................................................................................................... 6 III.3 TARIFAS DE REFERÊNCIA - TUSD................................................................................................................... 6 III.4 TARIFAS DE REFERÊNCIA - TE ...................................................................................................................... 18 III.5 MERCADO DE REFERÊNCIA AJUSTADO ..................................................................................................... 18 III.6 TARIFAS DE APLICAÇÃO ................................................................................................................................ 19 III.7. FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA ...................................................... 21 III.8. IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES....................................................................................................... 21 III.9. CÁLCULO DA TUSD PARA CENTRAIS GERADORAS ............................................................................... 21 III.10. CÁLCULO DA TUSD DISTRIBUIÇÃO PARA OUTRAS DISTRIBUIDORAS ........................................... 22 III.12. CÁLCULO DO ENCARGO DE CONEXÃO DAS UNIDADES CONSUMIDORAS DO SUBGRUPO A1 . 22 Tabela 26 - Encargo de Conexão A1 – ArcelorMittal. .................................................................................................. 22

IV. FUNDAMENTO LEGAL ................................................................................................................................................... 22 V. CONCLUSÃO .................................................................................................................................................................. 23 VI. RECOMENDAÇÃO ......................................................................................................................................................... 24

Nota Técnica no 124/2012–SRE-SRD/ANEEL

Em 09 de maio de 2012.

Processo n.º 48500.003936/2011-49 e 48500.000918/2012-96. Assunto: Cálculo da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD e da Tarifa de Energia – TE da CELESC relativa ao Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas - 3CRTP das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

I. OBJETIVO

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

Aplicação, provenientes da revisão tarifária da CELESC relativa 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. O Contrato de Concessão nº 056/99, que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CELESC, estabelece o ciclo tarifário da distribuidora cuja terceira revisão tarifária periódica deve ocorrer em 07 de agosto de 2012.

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

(Fls. 2 da Nota Técnica no 124/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012).

* 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 0293/2011-SRD/ANEEL de 07 de dezembro de 2011, nº 0147/2012-SRD/ANEEL de 04 de abril de 2012, orientou a forma de envio dos dados pela distribuidora. 8. A CELESC protocolou os dados na ANEEL por meio das correspondências Dados da Campanha de Medidas, Custo Médio e Consumidores A1: documento 48513.005647/2012-00 e 48513.013060/2012-00. 9. Os dados de mercado foram obtidos por meio do Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP sendo o controle de atualização dos dados feito no próprio aplicativo.

10. Os dados da campanha de medição foram analisados e algumas inconformidades foram constatadas, dentre os quais se destacam: ausência de padronização nos dados, inconsistências nos dados de medições, erros superiores aos máximos regulamentados, ausência da tipologia de injeção em MT, medições atípicas aprovadas, dentre outros. Estas inconformidades motivaram a expedição do ofício nº 0147/2012-SRD/ANEEL, que solicitou a retificação dos dados e a reavaliação da campanha na sua integralidade. O ofício foi respondido pela Celesc, no entanto praticamente os mesmos vícios permaneceram no reenvio dos dados. Diante do problema encontrado, a área técnica optou pela utilização da campanha de forma provisória, sendo necessária a sua retificação até o término do processo de revisão tarifária. As inconformidades encontradas serão enviadas à fiscalização, por meio de Nota Técnica, que abrangerá todos os problemas encontrados. 11. Os demais dados, como os custos regulatórios considerados na construção das tarifas são resultados do processo de definição do nível tarifário cujo processo e resultados estão detalhados na Nota Técnica nº 121/2012-SRE/ANEEL de 09 de maio de 2012. 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. ANÁLISE III.1 RESULTADOS 13. O resultado da revisão tarifária submetido à Audiência Pública da CELESC resultará no efeito médio a ser percebido por subgrupo tarifário, conforme tabela 1, considerando todo o mercado da distribuidora: consumidores, geradores e outras distribuidoras ou permissionárias.

Tabela 1 – Efeito médio por Subgrupo Tarifário

Subgrupo Efeito Médio

(%)

EFEITO MÉDIO PARA o Grupo A ( 2,3 kV) 0,46%

A1 (igual ou superior a 230 kV)2 -23,82%

A2 (88 kV a 138 kV) -9,94%

A3 (69 kV) -10,49%

A3a (30 kV a 44 kV) 6,87%

A4 (2,4 a 25 kV) 2,82%

EFEITO MÉDIO PARA o Grupo B (≤ 2,3 kV) 0,19%

B1 (Baixa Tensão – Residencial e Baixa Renda) -1,99%

B2 (Baixa Tensão - Rural) 3,35%

B3 (Baixa Tensão – Demais Classes) 3,35%

B4 (Baixa Tensão – Iluminação Pública) 3,35%

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 por Subgrupo Tarifário e Modalidade do Grupo A

Subgrupo Modalidade Efeito Médio (%)

A1 (≥ 230 kV) Azul -23,82%

A2 (88 kV a 138 kV) Azul 5,36%

A3 (69 kV) Azul 3,23%

A3a (30 kV a 44 kV)

Azul 0,00%

Verde 9,00%

Convencional 9,98%

A4 (2,4 a 25 kV) Azul 3,44%

2 Para este considerou-se o encargo de conexão de distribuição para o consumidor ARCELOR, no entanto o valor está

em análise devido a questões sobre os ativos de conexão.



Subgrupo Modalidade Efeito Médio (%)

Verde 3,62%

Convencional -1,10%

15. A tabela 3 demonstra os efeitos médios segregados em TUSD e TE por subgrupo e modalidade dos Grupos A e B, para os consumidores cativos.

Tabela 3 – Efeito Médio TUSD e TE por Subgrupo Tarifário e Modalidade

Subgrupo Modalidade Tarifa Efeito Médio

(%)

A2 (88 kV a 138 kV) Azul TUSD -16,21%

TE 13,71%

A3 (69 kV) Azul TUSD -20,22%

TE 14,47%

A3a (30 kV a 44 kV)

Azul TUSD 0,00%

TE 0,00%

Verde TUSD -0,41%

TE 15,47%

Convencional TUSD 5,02%

TE 13,65%

A4 (2,4 a 25 kV)

Azul TUSD -9,42%

TE 14,18%

Verde TUSD -12,27%

TE 14,66%

Convencional TUSD -13,57%

TE 13,65%

B1 (< 2,3 kV - Residencial) Convencional TUSD -14,50%

TE 13,65%

B2 (< 2,3 kV - Rural) Convencional TUSD -9,85%

TE 19,89%

B3 (< 2,3 kV – Demais Classes) Convencional TUSD -9,86%

TE 19,90%

B4 (< 2,3 kV – Iluminação Pública) Convencional TUSD -9,85%

TE 19,88%

16. A tabela 4 apresenta as tarifas e as relações entre as tarifas das modalidades convencional e horária Branca para o Grupo B para os subgrupos que existe a opção de escolha do consumidor.



Tabela 4 – Valores das Tarifas por modalidade - Grupo B

Subgrupo Posto

Tarifário

Tarifa Convencional Branca Variação

R$/MWh R$/MWh %

B1 (< 2,3 kV - Residencial)

Ponta 322,81 607,30 88,13% Intermediário

322,81 384,85 19,22% Fora Ponta

322,81 265,34 -17,80%

B2 (< 2,3 kV - Rural)

Ponta 202,34 380,66 88,13%

Intermediário 202,34 241,24 19,23%

Fora Ponta 202,34 166,32 -17,80%

B3 (< 2,3 kV – Demais Classes)

Ponta 322,81 607,30 88,13%

Intermediário 322,81 384,85 19,22%

Fora Ponta 322,81 265,34 -17,80%

17. A tabela 5 apresenta os valores das Bandeiras Tarifárias. Elas serão somadas à TE, e, portanto, resultarão em percepções distintas de acordo com o subgrupo e modalidade tarifária devido a variação de valores da TUSD e da própria TE. 18. Cabe observar que as bandeiras serão aplicadas, a título educacional no ano de 2013, não alterando a fatura dos consumidores. Somente em 2014 elas serão aplicadas aos consumidores.

Tabela 5 – Valores das Bandeiras Tarifárias

Valor da Bandeira (R$/MWh)

Verde Amarela Vermelha

0 15,00 30,00

19. A tabela 6 demonstra os efeitos médios da TUSD para as modalidades Geração e Distribuição.

Tabela 6 – Efeito Médio da TUSD para Modalidade Geração e Distribuição

Modalidade Efeito Médio

(%)

Geração 6,24%

A2 (88 kV a 138 kV) 6,67%

A3 (69 kV) 5,42%

A3a (30 kV a 44 kV) 5,42%

A4 (2,4 a 25 kV) 5,42%

Distribuição 12,45%

A3 (69 kV) 13,32%

A4 (2,4 a 25 kV) 12,37%



20. 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

21. Para obtenção dos resultados apresentados anteriormente foram utilizados os seguintes dados de entrada:

Tabela 7 – Resumo dos dados utilizados no processo

Tipo Detalhe Origem Processo utilizado

Mercado

Faturado (Demanda e Energia)

SAMP Tarifas de Referência e Tarifas de Aplicação

Medido (Energia) Cálculo de

Perdas/Distribuidora Tarifas de

Referência/Custo Médio

Ativo Físico Quantidade Distribuidora Custo Médio

Custo Distribuidora/ANEEL Custo Médio

Curvas de Carga Campanha de Medidas Distribuidora Tarifas de


Fluxo de potência Diagrama de fluxo

simplificado Distribuidora 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

22. 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 23. 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. 24. O detalhamento do cálculo dos custos médios está descrito na Nota Técnica nº 311/2011-SRE/SRD-ANEEL e reproduzido na planilha disponibilizada.



25. 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.

26. 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 1.775,60 194,00

AT-3 1.190,72 154,00

MT 76.483,52 732,00

BT 43.590,41

MT/BT 153.556,00 4.797,60

AT-2/MT 108,00 2.958,98

AT-3/MT 105,00 1.698,57

Tabela 9 – Custos unitários



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-2 744.088,75 762.880,88

AT-3 657.701,60 644.335,55

MT 29.752,77 15.679,60 110.470,63 157.834,40





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

BT 24.585,62 19.375,23

MT/BT 1.727,62 1.226,88 73,26 106,07

AT-2/MT 169,72

AT-3/MT 248,90

27. 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 3.018,49

Inj. AT-3 659,22

Inj. MT 56,60

AT-2/AT-3 769,05

AT-2/MT 1.925,60

AT-3/AT-2 0,00

AT-3/MT 1.131,55

MT/AT-2 0,00

MT/AT-3 0,00

28. 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. 29. 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 2.973.989,06 1,0414

0,7922

Urbano 15.009.355,54

BT

Rural 1.161.444,89 1,0570

0,4275

Urbano 7.181.794,97 0,4335

30. Os resultados dos custos médios por agrupamentos estão indicados na tabela 12.

Tabela 12 – Custos Médios

Agrupamento Custo Médio

R$/kW

AT-2 82,47

AT-3 131,07

MT 153,06

BT 115,72

ii. Cálculo da Proporção de Fluxo 31. A proporção de fluxo é obtida do diagrama unifilar simplificado do fluxo de potência do sistema elétrico da distribuidora. Este foi construído com base nas medições das fronteiras da rede da distribuidora no momento de carga máxima do sistema (injeções), fornecida pela distribuidora e nas tipologias de carga e rede. A Nota Técnica nº 311/2011-SRE/SRD/ANEEL detalha a construção do diagrama unifilar simplificado de fluxo de potência.

32. 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 CELESC.

Tabela 13 – Proporção de Fluxo Total3

Agrupamento A2 A3 MT BT

AT-2 1,00

AT-3 0,54 1,00

MT 0,81 0,36 1,00

BT 0,81 0,36 1,00 1,00

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.



iii. Tipologias de cargas e redes

33. As tipologias representam o comportamento dos consumidores e o carregamento das redes da distribuidora em análise. 34. A CELESC obteve um conjunto de curvas de carga de consumidores e de transformações de tensão por meio da campanha de medidas. Posteriormente, realizou-se a agregação das curvas características para obtenção da tipologia da carga, da rede e das injeções. Essas tipologias foram obtidas por meio de técnicas estatísticas de agrupamento. O relatório fornecido pela distribuidora detalha a definição das tipologias. 35. Como parte do processo, as tipologias encaminhadas pela concessionária foram ajustadas ao mercado de referência dos respectivos agrupamentos4.

36. Os agregados das tipologias de carga por agrupamento já ajustados ao mercado estão apresentados nas Figuras 1 a 4 abaixo, que correspondem aos dados da tabela 14.

Tabela 14 – Consumidores Tipo – Agregados (MW)

Hora Posto AT-2 AT-3 MT BT TOTAL

01:00 02:00 1 218,36 210,60 835,12 646,04 1.910,13

02:00 03:00 2 226,82 214,21 838,58 597,18 1.876,79

03:00 04:00 3 229,03 209,63 856,24 583,82 1.878,71

04:00 05:00 4 235,72 210,42 927,32 606,69 1.980,15

05:00 06:00 5 242,86 220,17 993,33 662,64 2.119,00

06:00 07:00 6 242,18 217,62 1.242,62 746,20 2.448,62

07:00 08:00 7 245,94 220,45 1.411,07 861,22 2.738,67

08:00 09:00 8 245,77 219,38 1.469,25 998,76 2.933,16

09:00 10:00 9 235,77 220,76 1.476,49 1.065,41 2.998,43

10:00 11:00 10 236,36 220,31 1.408,81 1.127,34 2.992,82

11:00 12:00 11 235,07 226,88 1.213,23 1.246,57 2.921,74

12:00 13:00 12 239,83 225,25 1.382,80 983,68 2.831,55

13:00 14:00 13 245,11 224,24 1.471,15 1.030,40 2.970,89

14:00 15:00 14 246,50 225,27 1.474,96 1.118,95 3.065,68

15:00 16:00 15 249,86 220,18 1.415,87 1.078,00 2.963,91

16:00 17:00 16 250,39 221,13 1.184,18 1.144,69 2.800,40

17:00 18:00 17 228,27 207,10 938,93 1.199,78 2.574,08

18:00 19:00 18 207,16 197,48 647,05 1.320,50 2.372,19

19:00 20:00 19 202,85 197,52 520,61 1.381,07 2.302,06

20:00 21:00 20 208,14 201,43 537,65 1.403,32 2.350,54

21:00 22:00 21 219,53 206,11 685,91 1.283,37 2.394,91

22:00 23:00 22 228,25 215,25 883,58 1.152,69 2.479,78

23:00 00:00 23 223,12 216,89 884,95 814,06 2.139,01

00:00 01:00 24 216,40 208,84 845,54 686,89 1.957,67

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.



Figura 1 – Consumidor-tipo A2 - Agregado

Figura 2 – Consumidor-tipo A3 - Agregado

Figura 3 – Consumidor-tipo MT – Agregado

Figura 4 – Consumidor-tipo BT – Agregado

Figura 5 – Consumidor-tipo BT – Agregado

Definição dos postos tarifários ponta, fora ponta e intermediário 37. Os custos marginais de capacidade foram calculados para os postos tarifários ponta e fora ponta, definidos na REN nº 414/10:

Horário de ponta: período composto por 3 (três) horas diárias consecutivas definidas pela distribuidora, considerando a curva de carga de seu sistema elétrico, aprovado pela ANEEL para toda



a área de concessão, com exceção feita aos sábados, domingos, terça-feira de carnaval, sexta-feira da Paixão, Corpus Christi e mais oito feriados nacionais; e

Horário fora de ponta: período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e complementares àquelas definidas no horário de ponta.

38. A CELESC optou por manter o período de ponta atualmente praticado, mas não informou em seu relatório de campanha de medição este horário. A empresa também não apresentou qualquer análise que motivasse a manutenção do período de ponta praticado. Desse modo, utilizou-se o período de ponta do último processo tarifário, no caso das 18h às 21h. 39. A concessionária também não se manifestou sobre a manutenção ou alteração do período de ponta no horário de verão, assim considerou-se o mesmo período de ponta no horário de verão e fora do horário de verão. 40. A análise dos agregados de consumidores-tipo obtidos da campanha de medidas da CELESC indica que não há um horário de ponta bem definido. O momento de maior solicitação no sistema elétrico ocorre fora do período de ponta. Assim, é necessário que a concessionária reavalie se o horário vigente é o mais adequado para o seu sistema elétrico. 41. Quanto ao posto intermediário, aplicável somente à modalidade tarifária horária Branca do Grupo B, a distribuidora não apresentou propostas. Portanto, conforme regulamentação do PRORET, este será definido em dois períodos de 1 hora, imediatamente anteriores e posteriores ao posto ponta. iv. Fatores de Perdas de Potência 42. 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. 43. 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. 44. 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 0,01

AT-3 0,02 0,01

MT 0,03 0,03 0,02

BT 0,05 0,05 0,04 0,00



v. Estrutura Vertical

45. 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. 46. 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. 47. 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. 48. O CMC foi calculado por meio da ponderação do valor do custo marginal de expansão de cada subgrupo/grupo tarifário (obtido por meio dos custos médios) pela forma como o fluxo de potência se distribui pelas redes (obtida por meio dos fatores de proporção de fluxo) e pela forma como os consumidores do sistema de distribuição utilizam as redes da distribuidora (obtida através dos fatores de responsabilidade de potência). 49. 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. 50. 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. 51. A Estrutura Vertical resultante dos custos marginais de capacidade deve ser corrigida para ajustar os custos relacionados aos processos comerciais. Assim, uma parcela dos custos foi rateada de forma proporcional ao número de unidades consumidoras. Adicionalmente é feito um ajuste para o mercado faturado, e a EV resulta nos valores da tabela a seguir.

Tabela 17 – Estrutura Vertical

Agrupamento EV%

AT-2 0,88%

AT-3 1,70%

MT 34,30%

BT 63,12%



vi. Tarifas de Referência

52. 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. 53. 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. 54. As Tarifas de Referência consideradas no cálculo da TUSD estão detalhadas na tabela 18.

Tabela 18 – Composição das TR da TUSD

Agrupamento Definição Critério de rateio

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)

55. 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

56. As Tarifas de Referência TUSD FIO A determinam as relatividades entre as tarifas dos agrupamentos tarifários para recuperação dos custos incorridos pela distribuidora com o uso de ativos de propriedade de terceiros: rede básica, rede básica de fronteira, rede de outra distribuidora e conexão às instalações de transmissão e distribuição. 57. 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.



58. Os dados de curvas agregadas de carga e rede, fatores de perda de potência, e proporções de fluxo para o cálculo das Tarifas de Referência TUSD FIO A, são os mesmos utilizados no cálculo das Tarifas de Referência TUSD FIO B. Na tabela 19 são apresentados os valores dos fatores de coincidência utilizados para determinação das Tarifas de Referência TUSD FIO A.

Tabela 19 – Fatores de Coincidência

Agrupamento Fcoin PONTA Fcoin FORA PONTA

AT-2

AT-3

MT BT

AT-2

AT-3

MT BT

AT-2 0,97

0,98

AT-3 0,98

1,00

0,99

0,99

MT 0,80

0,83

0,83 1,00

1,00

0,96

BT 0,98

1,00

1,00 0,94 0,80

0,87

0,84 0,89

59. As Tarifas de Referência TUSD FIO A da CELESC, com seus respectivos componentes de custo, são mostradas na tabela a seguir.

Tabela 20 – Tarifas de Referência TUSD FIO A (R$/kW)

Agrupamento PONTA

TOTAL FORA PONTA

RB FR CUSD CCT RB FR CUSD CCT TOTAL

AT-2 7,22 1,31 0,00 0,51 9,04 0,93 0,17 0,00 0,41 1,50

AT-3 6,34 1,13 0,00 0,40 7,86 0,82 0,14 0,00 0,31 1,28

MT 5,71 1,03 0,19 0,39 7,32 0,91 0,16 0,04 0,38 1,48

BT 7,09 1,27 0,24 0,48 9,09 0,75 0,13 0,03 0,31 1,23

b) Tarifas de Referência – TUSD Fio B

60. 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. 61. 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 62. 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. 63. 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. 64. A tabela 21 apresenta a evolução esperada da relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE ao longo da transição da TUST.

Tabela 21: Trajetória estimada da relação ponta fora de ponta (RPFP) da Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE

Agrupamento 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 4,08 6,55 6,55 3,38 1,98 4,35

AT-3 3,69 7,49 7,49 4,47 2,95 3,65

MT 3,15 4,63 4,63 3,68 3,00 3,00

BT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,00

65. A tabela 22 apresenta a TR TUSD FIO B.

Tabela 22 – TR TUSD FIO B da CELESC

Agrupamento TR TUSD FIO B (R$/kW)

Ponta Fora

Ponta

AT-2 2,32 0,23

AT-3 6,70 0,67

MT 18,92 4,19

BT 27,16 3,55

c) Tarifas de Referência – Perdas Técnicas

66. 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 e estão apresentadas no Anexo I.



d) Tarifas de Referência – Encargos 67. 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

68. As Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE, obtidas em R$/kW, foram utilizadas para o cálculo da modalidade tarifária horária azul dos subgrupos do Grupo A. Para as demais modalidades dos subgrupos do Grupo A e para o Grupo B devem ser realizados ajustes. 69. Para a modalidade horária verde, a Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE do posto ponta é convertida para R$/MWh pelo Fator de Carga (FC) de cruzamento das retas tarifárias verde e azul. 70. O valor do fator de carga de cruzamento das retas tarifárias foi definido em 0,66, valor padrão regulamentado no PRORET. 71. 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. 72. 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.

73. O Anexo I apresenta as Tarifas de Referência por subgrupo e modalidade tarifária.

74. A correlação entre os agrupamentos, adotados na construção das Tarifas de Referência e os subgrupos/modalidades que possuem Tarifas de Aplicação calculadas obedece a tabela a seguir.

Tabela 23 – Correlação Agrupamentos e Subgrupos/Modalidades

Subgrupo/Grupo Agrupamento

A2 AT-2

A3 AT-3

A3a MT

A4 MT

AS BT

B BT

Modalidade (Tarifa de Referência)

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



Modalidade (Tarifa de Referência)

Modalidade (Tarifa de Aplicação)

TB Tarifa horária Branca

III.4 TARIFAS DE REFERÊNCIA - TE 75. A Tarifa de Referência para a TE Energia Comprada é definida conforme tabela abaixo:

Tabela 24 –Tarifas de Referência TE - energia elétrica comprada para revenda.

Posto/Modalidade TR - TE

R$/MWh

TR_ENP Energia posto ponta 1,72

TR_ENFP Energia posto fora ponta 1,00

TR_ENC Energia convencional 1,06

76. 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. 77. Por fim, ressalta-se que todas as Tarifas de Referência constam na guia “TR CONSOLIDADA” da planilha PCAT. III.5 MERCADO DE REFERÊNCIA AJUSTADO 78. Antes de se detalhar o cálculo da Tarifa de Aplicação, faz-se necessário tecer comentários quanto ao mercado de referência. 79. Como definido no PRORET - Submódulo 7.3, para obtenção das Tarifas de Aplicação é necessário determinar o valor do mercado de referência ajustado. O mercado de referência compreende os montantes de energia elétrica, de demanda de potência e de uso do sistema de distribuição faturados no período de 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. 80. Por sua vez, o mercado de referência deve ser ajustado para efetuar a compensação dos benefícios tarifários - subsídios e descontos previstos em atos normativos e legais. Este é obtido pelo produto do mercado de referência pelo complementar do desconto, conforme expressão abaixo.

(03)

5 O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de 12 meses imediatamente anteriores ao mês da revisão tarifária periódica.



Onde: MRA: Mercado de Referência Ajustado; e MR: Mercado de Referência; e DESC%: Desconto percentual Médio. 81. As planilhas disponibilizadas apresentam os valores por subgrupos, modalidades, classes e subclasses tarifárias. Ressalta-se ainda que nessa abertura do mercado, caso a empresa receba recursos oriundos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, em função do benefício da Tarifa Social de Energia Elétrica, o mercado residencial sofre outro ajuste complementar. III.6 TARIFAS DE APLICAÇÃO 82. Tanto para o cálculo da Tarifa de Aplicação referente à TUSD quanto para a TE a abordagem adotada segue três passos. Primeiro se obtém a tarifa integral, posteriormente a base econômica e enfim a tarifa base financeira que será utilizada para faturar as unidades consumidoras da distribuidora. 83. Todas as tabelas com os cálculos encontram-se na planilha PCAT. i. Cálculo da TUSD e TE Integral

84. 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. 85. 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

86. Como definido no submódulo 7.3 as tarifas TUSD e TE base econômica são obtidas pela multiplicação das tarifas base integral por um fator de ajuste multiplicativo. Nesse caso, a determinação da constante é efetuada pela relação entre os custos regulatórios e o resultado da multiplicação do valor da tarifa integral - incluindo geradores, A1 e distribuidoras – pelo mercado ajustado. De fato, a diferença desta para a anterior é a compensação dos benefícios tarifários concedidos em atos normativos e legais.



iii. Cálculo da TUSD e TE Base financeira

87. 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 ajustado.

a) Ajuste do Último Ano dos Financeiros de Subsídios 88. A partir da 3CRTP ocorre a mudança entre os métodos de construção de tarifa no que tange aos subsídios tarifários. A partir de agora estes passam a ser internalizados na própria estrutura tarifária. Porém, ocorre o acerto entre o realizado e o previsto no período anterior ao da revisão que resultará em um componente financeiro. 89. Ainda, o financeiro dos subsídios é obtido pela fiscalização da ANEEL e se trata de um montante fechado, ou seja, o valor total associado a determinado benefício. Ressalta-se que os financeiros em termos de construção de tarifas estão sendo alocados em acordo com a natureza dos custos. Assim, dada a forma como é apurado o financeiro aplicou-se a regra vigente de segregá-los em uma parcela TUSD e outra TE, criando um novo componente na base financeira – retira-se somente o mercado de uso distribuição da contribuição por coerência ao critério vigente. Ambos são determinados a partir da segregação do subsídio (parcelas TUSD e TE) da nova estrutura e alocados como percentual - relação subsídio TUSD sobre custo recuperado TUSD e relação subsídio TE sobre custo recuperado TE.

90. Para fins de transparência do processo de definição das tarifas, conforme determinado no item 10.1 do Submódulo 7.3 do PRORET, a tabela abaixo apresenta o montante de subsídios tarifários, abertos por grupos beneficiários, compensados na estrutura tarifária apurados pela diferença entre a TUSD e TE integral e a TUSD e TE de Aplicação, respectivamente, multiplicada pelo Mercado de Referência e o respectivo impacto na composição da receita da empresa CELESC.

Tabela 25 – Subsídios Tarifários – CELESC

Grupo Beneficiário Montante (R$) Impacto (%)

Tarifa Social de Energia Elétrica 20.470.955,49 26,06%

Geração Fonte Incentivada 6.075.852,51 7,73%

Carga Fonte Incentivada 39.816.576,63 50,69%

Serviço Público de Água, Esgoto e Saneamento 11.496.214,61 14,63%

Rural 623.324,36 0,79%

Irrigante e Aquicultura 73.019,44 0,09%

TOTAL 78.555.943,03 100,00%

91. Com relação às parcelas de cooperativas e de distribuidoras menores de 500GWh, somente quando a metodologia para determinação destas tarifas esteja definida será determinado o valor dos subsídios.



III.7. FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA 92. O Submódulo 7.1 do PRORET estabelece alguns parâmetros de flexibilização da estrutura tarifária, que pode ser alterada em virtude de estudo fundamentado por parte da distribuidora. No caso da CELESC não foi realizada nenhuma proposição a respeito, motivo pelo qual se utilizou a estrutura tarifária padrão estabelecida no PRORET. III.8. IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES 93. Uma vez delineado a forma de definição das Tarifas de Referência e Aplicação da CELESC e tendo em vista o impacto tarifário apresentado em determinados subgrupos tarifários, conforme tabela 1, faz-se necessário tecer alguns comentários a respeito dessa variação tarifária. 94. Conforme pode ser observado, a atualização da estrutura vertical (novo custo marginal e novos dados da campanha de medidas) impactou principalmente o subgrupo A4. A variação positiva, contudo, neste caso é resultado do efeito conjugado da nova estrutura de custos marginais e da elevação do custo de energia comprada (tabela 3)

95. 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. Ele dispõe, ainda, que o ajuste nos níveis tarifários da Baixa Tensão em relação à tarifa residencial será aplicada em todas as concessionárias do país. Para atenuar o impacto sugere-se a aplicação dos seguintes fatores de forma transitória para as classes rural e B4a:

Tabela 26 – Fatores de aplicação.

CLASSE APLICADA META

RURAL 62,68% 70,00%

COOPERATIVAS ELETRIFICAÇÃO RURAL 50,00% 50,00%

SERVIÇO PÚBLICO IRRIGAÇÃO 60,00% 60,00%

DEMAIS CLASSES 100,00% 100,00%

B4a 51,52% 55,00%

B4b 60,00% 60,00%

96. Outro ponto a considerar é a maior 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. No presente caso sugere-se a aplicação de 90% do custo obtido efetuando a compensação da diferença na estrutura da TUSD.

III.9. CÁLCULO DA TUSD PARA CENTRAIS GERADORAS 97. 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.



98. Já para as centrais geradoras conectadas em nível de tensão de 88 kV a 138 kV, a TUSDg será nominal definida na revisão tarifária da distribuidora com base na TUSDg de referência do ciclo tarifário, atualizada pelo IGP-M, nos termos da REN nº 349/2009. Existe ainda a necessidade de se avaliar eventuais ajustes nos termos do art. 3º-A da citada Resolução.

III.10. CÁLCULO DA TUSD DISTRIBUIÇÃO PARA OUTRAS DISTRIBUIDORAS 99. Nos termos da REN nº 206, mantém-se o desconto de 100% na TUSD FIO B da TUSD DISTRIBUIÇÃO a ser aplicada na Distribuidora CELESC. Em relação ao encargo de conexão referenciado no art. 18, §2º inciso II, ele não será calculado. III.11. CÁLCULO DO ENCARGO DE CONEXÃO DAS UNIDADES CONSUMIDORAS DO SUBGRUPO A1 100. Para a unidade consumidora conectada no subgrupo A1, além da TUST do ponto de conexão, foi calculado o seguinte encargo de conexão, conforme definido no Módulo 7 do PRORET:

Tabela 27 - Encargo de Conexão A1 – Arcelor Mittal.

Base Encargo (R$)

Mensal 270.414,29

Anual 3.244.971,45

101. O Encargo de Conexão das unidades consumidoras do subgrupo A1 é calculado quando há unidades consumidoras atendidas em nível de tensão igual ou superior a 230 kV e que utilizam ativos de propriedade da distribuidora. A identificação do enquadramento dessa condição é feito no pedido inicial dos dados para o processo de revisão tarifária. 102. Nesse contexto, a Celesc informou ser de sua propriedade uma linha de transmissão de 230 kV, com 44,1 km de extensão, do tipo circuito duplo para atendimento ao consumidor Arcelor Mittal. Até o inicio do processo tarifário, a ANEEL tinha o conhecimento de que o atendimento desta unidade consumidora era realizado exclusivamente com ativos de propriedade de Transmissora. Desse modo, também foi calculado um encargo referente ao uso das instalações de propriedade de transmissora para ArcelorMittal. Há de se destacar que, nos processos tarifários anteriores, o encargo foi calculado unicamente para uso de instalações da Transmissão.

103. Assim, a priori, foi calculado o encargo de conexão apresentado na tabela 26. No entanto, faz-se necessário que algumas dúvidas sejam dirimidas no decorrer deste processo tarifário, pois há um aparente equívoco, na forma de duplicidade, referente à propriedade do ativo. IV. FUNDAMENTO LEGAL 104. São fundamentos legais e infralegais:

Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, art. 15, § 6º;



Lei nº 9427, de 26 de dezembro de 1996, art. 3º com redação pela Lei nº 10.848 de 15 de março de

2004;

Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, Anexo I, art. 4º, inciso X;

Decreto nº 4.562, de 31 de dezembro de 2002, art. 1º, §1º;

Contrato de Concessão dos Serviços Públicos de Distribuição celebrado pela distribuidora;

Resolução Normativa ANEEL nº 464 de 22 de novembro de 2011;

Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; e

Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST.

V. CONCLUSÃO 105. Esta nota técnica apresentou o processo de construção da estrutura das tarifas da CELESC, detalhando o cálculo das Tarifas de Referência e das Tarifas de Aplicação. 106. Cabe destacar que, nos termos da regulamentação vigente do Submódulo 7.1 do PRORET, a distribuidora não solicitou, até o momento, qualquer flexibilização dos parâmetros de cálculo da estrutura tarifária. 107. Ressalta-se ainda que diante dos efeitos tarifários observados, foi aplicada regra de transição tanto para a determinação das relatividades do grupo B quanto para o subgrupo A3a, que deve se igualar ao A4 ao longo do ciclo que se inicia. 108. Os valores apresentados nesta nota técnica foram calculados utilizando dados enviados pela distribuidora e outros dados de entradas definidos neste processo de revisão tarifária. Os resultados podem sofrer variações durante o processo de revisão tarifária, haja vista as contribuições recebidas em Audiência Pública e, ainda, em decorrência da alteração dos dados e dos resultados da obtenção dos custos regulatórios e de dados de entrada da estrutura tarifária.



VI. RECOMENDAÇÃO 109. 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.

LUIS CÂNDIDO TOMASELLI

Especialista em Regulação - SRE JOSÉ MARCELO BANDEIRA FILHO

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

(Anexo I da Nota Técnica no 124/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 09/05/2012)

ANEXO I – TARIFAS DE REFERÊNCIA TUSD

GRUPO AGRUPAMENTO MODALIDADE POSTO UN.

FIO A FIO B PERDAS ENCARGOS

RB FR CCT CCD CUSD DIS. PERDAS

TÉCNICAS PERDAS RB/ PERDAS D

A

A1 TRP E R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,12 0,00 1,00

A2

TLU DP R$/kW 7,22 1,31 0,51 0,00 0,00 2,32 0,00 0,00

TLU DFP R$/kW 0,93 0,17 0,41 0,00 0,00 0,23 0,00 0,00

TCU EP R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,00

TCV D R$/kW 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

TRP E R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,80 1,80 1,00

A3

TLU DP R$/kW 6,34 1,13 0,40 0,00 0,00 6,70 0,00 0,00

TLU DFP R$/kW 0,82 0,14 0,31 0,00 0,00 0,67 0,00 0,00

TCU EP R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,00

TCV D R$/kW 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

TRP E R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,77 4,77 1,00

A4

TLU DP R$/kW 5,71 1,03 0,39 0,00 0,19 18,92 0,00 0,00

TLU DFP R$/kW 0,91 0,16 0,38 0,00 0,04 4,19 0,00 0,00

TCU EP R$/MWh 137,31 24,67 9,36 0,00 4,65 455,09 0,00 0,00 1,00

TCV D R$/kW 5,02 0,90 0,66 0,00 0,18 17,82 0,00 0,00

TRP E R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 7,38 7,38 1,00

(Fls. 2 do Anexo I da Nota Técnica no XX/2012-SRE-SRD/ANEEL, de XX/XX/2012)


GRUPO AGRUPAMENTO MODALIDADE POSTO UN.

FIO A FIO B PERDAS ENCARGOS

RB FR CCT CCD CUSD DIS. PERDAS

TÉCNICAS PERDAS RB/ PERDAS D

AS

TLU DP R$/kW 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

TLU DFP R$/kW 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

TCU EP R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,00

TCV D R$/kW 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

TRP E R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,00

B

TB EP R$/MWh 50,94 9,13 5,70 0,00 1,77 200,83 14,40 14,40 1,00

TB EINT R$/MWh 30,56 5,48 3,42 0,00 1,06 120,50 14,40 14,40 1,00

TB EFP R$/MWh 10,19 1,83 1,14 0,00 0,35 40,17 14,40 14,40 1,00

TCV E R$/MWh 50,94 9,13 5,70 0,00 1,77 200,83 14,40 14,40 1,00

TCU: Tarifa de Curta Utilização TLU: Tarifa de Longa Utilização TCV: Tarifa Convencional TB: Tarifa Branca TRP: Tarifa de Referência de Perdas DP: Demanda de Ponta DFP: Demanda Fora de Ponta D: Demanda E: Energia EP: Energia do Posto Ponta EFP: Energia do Posto Fora Ponta EINT: Energia Posto Intermediário

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