CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À AUDIÊNCIA PÚBLICA nº 108/2012

INSTITUIÇÃO: Confederação Nacional das Cooperativas de Infra-Estrutura - INFRACOOP

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL ATO REGULATÓRIO: 2a Fase da Audiência Pública – 108/2012 – 2ª Fase – Obter subsídios e informações adicionais para a consolidação e atualização das condições gerais para a contratação da compra de energia elétrica, do acesso e do uso dos sistemas de distribuição ou transmissão pelos agentes de distribuição do SIN com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano.

COMENTÁRIOS DA INFRACOOP

RATIFICAMOS OS COMENTÁRIOS DA 1ª FASE DESTA AP 108/2012 – ONDE O PRETENDIDO PELA ANEEL TRARÁ PREJUÍZOS AS COOPERATIVAS PERMISSIONÁRIAS E AUTORIZADAS, POIS É IMPOSSÍVEL COLOCAR NUMA MESMA RESOLUÇÃO DE SUPRIMENTO CONCESSIONÁRIAS – PERMISSIONÁRIAS E AUTORIZADAS, COM ESTRUTURAS E MERCADOS TOTALMENTE DIFERENTES, SEM PENALIZAR AS COOPERATIVAS E POR CONSEQUÊNCIA A QUALIDADE DOS SERVIÇOS PRESTADOS.

A INTENÇÃO DO LEGISLADOR, ÀS AUTORIZADAS, POSTA NA LEI É CLARA:

No caso das cooperativas ainda não enquadradas como Permissionárias, pela Aneel e das Autorizadas o estabelecimento de meta de desconto único de 30%, tendo como argumento compatibilizar as reduções concedidas às autorizadas aos percentuais previstos para o B2 - Classe Rural, ISTO NÃO FAZ O MENOR SENTIDO, pois as necessidades de descontos são totalmente diferentes, além de ferir o estabelecido no inciso XI, do art. 3º da Lei nº 9.427 de 1996, com redação dada pela Lei nº 10.848, de 2004:

“ XI - estabelecer tarifas para o suprimento de energia elétrica realizado às concessionárias e permissionárias de distribuição, inclusive às Cooperativas de Eletrificação Rural enquadradas como permissionárias, cujos mercados próprios sejam inferiores a 500 (quinhentos) GWh/ano, e tarifas de fornecimento às Cooperativas autorizadas, considerando parâmetros técnicos, econômicos, operacionais e a estrutura dos mercados atendidos;”

Desta forma, RECOMENDA-SE que o estabelecimento (CONFORME A LEI) do desconto a ser concedido a cada Cooperativa Autorizada seja baseado em estudo realizado considerando parâmetros técnicos, econômicos, operacionais e a estrutura dos mercados atendidos, e não simplesmente através de "percentual atribuído".

Ainda, com relação às Cooperativas Autorizadas o cenário é bem mais crítico, SE MANTIDA a meta de convergência de descontos para 30% em um ciclo de revisão tarifária, ou seja, o resultado será o oposto ao que pretende o Governo Federal, onde haverá aumentos significativos nos custos de repasse de energia elétrica e piora na qualidade do fornecimento.

ISTO SE FOR MANTIDAS AS REGRAS PROPOSTAS NESTA AUDIÊNCIA PÚBLICA.

O DECRETO 7.891 DESTE ANO DE 2013, REFERIDO NESTA AP 108/2012 – 2ª FASE, PARA ESTABELECER OS DESCONTOS ÀS COOPERATIVAS AUTORIZADAS, NÃO DEIXA DE SER UMA TRANSCRIÇÃO DA NOTA TÉCNICA ANEEL SRE – SRD – SEM Nº 433 DO ANO 2012 – APRESENTADA NA PRIMEIRA FASE DESTA AUDIÊNCIA PÚBLICA, OU SEJA, QUANDO O DECRETO AINDA NÃO EXISTIA.

É LOUVÁVEL Louve-se a iniciativa da ANEEL de colocar em Audiência Pública o Submódulo 8.3 - Estrutura Tarifária, do PRORET, cujo assunto de acordo com o objetivo da nota técnica nº 014/2011-SRE/ANEEL, de 27 de janeiro de 2011, seria discutido em audiência pública específica, sendo esta posição reiterada em reunião realizada na ANEEL em 09/03/2012. Na nota técnica nº 56/2012-SRE/SRD/ANEEL, de 09 de março de 2012, o assunto foi abordado de forma resumida, e estranhamente na reunião de diretoria da ANEEL de 05/03/2013 o Submódulo 8.3 - Estrutura Tarifária foi aprovado sem ter constado de audiência pública. Conforme projeto de P&D de concessionárias vinculadas a ABRADEE, a estrutura tarifária aplicada pela ANEEL às concessionárias distribuidoras está desatualizada, seus principais parâmetros e sinais relativos foram estimados há mais de 30 anos em arranjo institucional e contratual do setor elétrico completamente diferente do vigente. Desta forma, em virtude da distribuidora supridora principal ser a referência de estrutura tarifária das permissionárias, um conjunto de sinais ineficientes é repassado para as mesmas, isto sem considerar várias outras diferenças entre a concessionária e a permissionária que influenciam na estrutura tarifária, tais como: (i) horários de cargas máximas, (ii) caracterização da carga e do sistema elétrico. Isto está ocasionando tarifas das permissionárias muito divergentes das tarifas de sua supridora principal, existindo muitas tarifas TUSD R$/MWh em que a relação tarifa da permissionária / tarifa da supridora principal é superior a 5 vezes, e até valor superior a 40 vezes.

Devido a falta de histórico e informações confiáveis, para o primeiro ciclo de revisões tarifárias das cooperativas permissionárias a ANEEL estabeleceu a metodologia de estrutura tarifária das permissionárias, tendo como referência a estrutura tarifária da supridora principal. Esperamos que agora com mais dados históricos, e devido as grandes distorções verificadas na relação tarifa da permissionária / tarifa da supridora principal, que a ANEEL inclua em seu programa de trabalho para 2014 o estabelecimento de uma nova metodologia de estrutura tarifária para as permissionárias, que não dependa da utilização de tarifas de referência de sua supridora principal.

CONTRIBUIÇÕES À MINUTA DO SUBMÓDULO 8.3 - ESTRUTURA TARIFÁRIA, DO PRORET

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO Contribuição nº 1 3. PROCEDIMENTOS GERAIS "4. Aplicam-se na estrutura tarifária das permissionárias as mesmas definições, condições e obrigações dispostas nos itens 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 12, 13 e 14 do Submódulo 7.1; e itens 5 e 10 do Submódulo 7.3, ambos do PRORET."

3. PROCEDIMENTOS GERAIS "4. Aplicam-se na estrutura tarifária das permissionárias as mesmas definições, condições e obrigações dispostas no Submódulo 7.1; e itens 5 e 10 do Submódulo 7.3, ambos do PRORET.

Conforme reunião realizada na ANEEL em 09/03/12, com participação do diretor-relator da Audiência Pública 019/2011 - Dr. Romeu Donizeti Rufino, do superintendente da SRE/ANEEL - Dr. Davi Antunes, do superintendente da SRD/ANEEL - Dr. Ivan Marques de Toledo Camargo, técnicos da ANEEL. e representantes das permissionárias, as cooperativas foram informadas que poderiam propor alterações na estrutura tarifária no momento de suas revisões. Com a não aplicação do item 11 do Submódulo 7.1 do Proret esta possibilidade deixa de existir, não havendo motivo para discriminação entre concessionárias e permissionárias em relação a este quesito. Além disto, apesar das tarifas de referência serem da supridora principal, a utilização de coeficiente de ajuste para cada componente de referência da TUSD e da TE, resulta em vários casos em tarifas muito diferentes das tarifas da supridora principal, e isto pode prejudicar alguns subgrupos/classes, principalmente os do grupo A. Por exemplo, de acordo com a Resolução Homologatória nº 1.535, a tarifa TUSD no horário de ponta do subgrupo A3 horo-sazonal azul da base econômica da RGE é de 15,34 R$/MWh, e a tarifa correspondente da permissionária Coprel de acordo com a Resolução Homologatória nº 1.546 é de 282,71R$/MWh,

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO ou seja a tarifa da cooperativa é 18,43 vezes

a tarifa de sua supridora, existindo casos em que a relação tarifa da permissionária / tarifa da supridora é quase 50 vezes. Por estes motivos é recomendável que exista a possibilidade de flexibilização de parâmetros da estrutura tarifária, a fim de que cada permissionária possa sugerir e justificar as necessidades de alterações.

Contribuição nº 2 4. TARIFAS DE APLICAÇÃO "I. Tarifas de referência: corresponde àquelas que determinam a relatividade de tarifas entre as diversas modalidades e subgrupos tarifários;"

4. TARIFAS DE APLICAÇÃO "I. Tarifas de referência: corresponde àquelas que determinam a relatividade dos componentes tarifários entre as diversas modalidades e subgrupos tarifários;"

Adequação de texto à realidade do procedimento de cálculo tarifário.

Contribuição nº 3 4.1. TARIFAS DE REFERÊNCIA 8. Tanto para a TUSD quanto para a TE os valores de referência serão os da base econômica da distribuidora supridora principal, considerando eventual transição aplicada às tarifas da supridora.

4.1. TARIFAS DE REFERÊNCIA 8. Tanto para a TUSD quanto para a TE, na revisão tarifária ordinária os valores de referência serão os da base econômica da distribuidora supridora principal, e nos reajustes subsequentes os valores de referência serão os da base econômica da própria permissionária estabelecida no processo tarifário anterior.

Proporcionar a previsibilidade das tarifas nos reajustes subsequentes, através da não dependência de valores de referência da base econômica da distribuidora supridora principal, a qual poderá estar em processo tarifário na mesma época.

Contribuição nº 4 4.1 TARIFAS DE REFERÊNCIA 9. Na determinação dos valores de referência deve-se observar a estrutura de mercado da permissionária.

4.1 TARIFAS DE REFERÊNCIA 9. Na determinação dos valores de referência de cada componente da TUSD e TE deve-se observar a estrutura de mercado da permissionária sem a realização de ajustes.

Mencionar que os valores de referência a serem determinados são os de cada componente da TUSD e TE, e que não deve ser utilizado o mercado ajustado.

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO Contribuição nº 5 4.1 TARIFAS DE REFERÊNCIA 10. Na definição da TUSD de referência os valores serão apurados conforme as funções de custos: perdas e encargos, consoante ao Submódulo 7.1 do PRORET. 12. A TUSD transporte de referência é obtida pela diferença entre a soma da TUSD econômica e TE econômica da supridora principal e a soma dos valores da base econômica da TE e da TUSD perdas e da TUSD encargos da permissionária após ajuste do item 4.2.

4.1 TARIFAS DE REFERÊNCIA 10. Na definição das várias componentes TUSD de referência os valores serão apurados conforme as funções de custos da base econômica da supridora principal: perdas técnicas e encargos, consoante ao Submódulo 7.1 do PRORET, e também conforme a função de custos "transporte", a qual deve ser calculada da seguinte forma: - obter o coeficiente da relação: soma dos Custos Fio A e Custos Fio B dividido pela receita obtida com a aplicação das tarifas da base econômica da supridora principal ao mercado da permissionárias; - multiplicar o coeficiente obtido pela soma da TUSD econômica e TE econômica da supridora principal; - subtrair do valor obtido a soma dos valores da base econômica da TE, da TUSD perdas e da TUSD encargos da permissionária após ajuste do item 4.2. Adicionalmente deve ser calculado para cada componente da TUSD um coeficiente resultante da divisão do valor do componente definido na revisão tarifária, pela receita verificada para o componente com base na aplicação dos valores de referência da supridora principal ao mercado da permissionária. No texto da ANEEL excluir o parágrafo 12 pois o mesmo foi incluído na sugestão acima.

Trata-se de uma situação diferenciada em relação ao cálculo da TUSD das concessionárias, sendo importante detalhar a forma de cálculo da função de custos "transporte" no Submódulo 8.3 do PRORET.

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO Contribuição nº 6 "4.2 TARIFAS DA BASE ECONÔMICA 17. Aplica-se a definição de Mercado de Referência Ajustado do item 28 do Submódulo 7.3 do PRORET.

4.2 TARIFAS DA BASE ECONÔMICA Transferir o texto do parágrafo 17 para o item 4.3 TARIFAS DA BASE FINANCEIRA.

A definição de mercado de referência ajustado aplica-se às tarifas da base financeira, e não às tarifas da base econômica, conforme entendimento da definição constante no item 28 do Submódulo 7.3 do PRORET.

Contribuição nº 7 4.3. TARIFAS DA BASE FINANCEIRA "19. O fator multiplicativo por componente de custo tarifário base financeira é obtido por meio dos custos financeiros estabelecidos."

4.3. TARIFAS DA BASE FINANCEIRA 19. O fator multiplicativo por componente de custo tarifário base financeira é obtido por meio dos custos financeiros estabelecidos no Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, do PRORET.

O procedimento deve ser o mesmo constante do Submódulo 7.3 do PRORET, caso contrário deve ser detalhado como são obtidos os "custos financeiros estabelecidos".

Contribuição nº 8 "4.5 DISPOSIÇÕES TRANSITÓRIAS 22. Na apuração do Encargo de Uso dos Sistemas de Distribuição devido pela permissionária, quando não for possível a definição do mercado de demanda e energia por posto tarifário, estes serão estimados por meio de parâmetros regulatórios."

"4.5 DISPOSIÇÕES TRANSITÓRIAS 22. Na apuração do Encargo de Uso dos Sistemas de Distribuição devido pela permissionária, quando após solicitação formal pela ANEEL não for possível a definição do mercado de demanda e energia por posto tarifário, estes serão estimados por meio de parâmetros regulatórios. 23. A diferença entre os valores estimados e os reais serão considerados pela ANEEL como componentes financeiros no próximo processo tarifário."

Cerca de 75% das revisões tarifárias do primeiro ciclo já foram realizadas, e nestas a ANEEL arbitrou o montante de demanda por posto tarifário. Nestes casos a soma das demandas medidas no período de referência foi considerada como sendo a demanda máxima anual no horário fora de ponta, e 72% desta soma como sendo a demanda máxima anual no horário de ponta. O texto menciona que "quando não for possível a definição do mercado de demanda e energia por posto tarifário, estes serão estimados por meio de parâmetros regulatórios", mas para se chegar a esta conclusão é necessário que a ANEEL solicite as informações ou que pelo menos exista um documento da mesma informando a necessidade destas informações, e isto não foi feito até o momento nos processos de revisões tarifárias das permissionárias.

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO Contribuição nº 9

"4.5 DISPOSIÇÕES TRANSITÓRIAS 24. O MUSD por posto tarifário a ser utilizado no cálculo do encargo de uso do sistema de distribuição, devido pela permissionária nos seus pontos de conexão com a distribuidora acessada, deve ser o montante medido no respectivo mês, até o final do 1º CRTCP."

Nas faturas emitidas pelas supridoras nunca constaram os montantes de demanda no horário de ponta e demanda no horário fora de ponta, e as cooperativas por não ser necessário também não realizaram medições, por este motivo é recomendável que durante o 1º CRTCP no cálculo do encargo de uso do sistema de distribuição seja considerado o montante medido, porém devem ser elaborados anualmente novos contratos atualizando a previsão de demanda contratada como aprendizagem, em função da criação de histórico de montantes de demanda medida no horário de ponta e no horário fora de ponta. A não existência de um histórico de medições de demandas nos horários de ponta e fora de ponta fará com que as permissionárias por vários meses contratem na maioria dos pontos de conexão demandas excessivas ou subcontratadas com pagamentos de penalidades. Em todas as revisões do 1º CRTCP e/ou reajustes subsequentes realizados pela ANEEL foi arbitrada a soma da demanda medida no período de referência como sendo a demanda fora de ponta, e 72% desta soma como sendo a demanda fora de ponta, ou seja, não está sendo considerada a demanda contratada, conforme consta no parágrafo 62 da nota técnica nº 333/2013-SRE/SRD/ANEEL.

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO Outro fato a ser ressaltado, é que a

consideração de demanda contratada única anual irá proporcionar aumentos significativos nas tarifas de aplicação, aumentos estes que em várias permissionárias não ocorrerão se for aplicado novamente o item 3.4. "Aplicação dos descontos na TUSD", do Submódulo 8.1 do PRORET. Por Isto as permissionárias solicitarão revisão tarifária extraordinária para que seja contemplada a atualização dos descontos na TUSD conforme metodologia do PRORET 8.1., e desta forma não impactar em aumentos nas tarifas de aplicação.

CONTRIBUIÇÕES À MINUTA DO SUBMÓDULO 7.1 - PROCEDIMENTOS GERAIS, DO PRORET

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO Contribuição nº 10 1. OBJETIVO 1. Estabelecer os procedimentos gerais a serem aplicados ao processo de definição da Estrutura Tarifária para as concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica.

1. OBJETIVO 1. Estabelecer os procedimentos gerais a serem aplicados ao processo de definição da Estrutura Tarifária para as concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica.

Esta contribuição está vinculada a contribuição nº 1, a qual se for acatada fará com que o Submódulo 7.1 seja aplicável na integra às permissionárias.

Contribuição nº 11 2. ABRANGÊNCIA 2. Aplica-se a todas as revisões tarifárias de concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica, a partir do terceiro ciclo de revisão tarifária periódica (3CRTP) e reajustes subsequentes.

2. ABRANGÊNCIA 2. Aplica-se a todas as revisões tarifárias de concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica, a partir do terceiro ciclo de revisão tarifária periódica (3CRTP) e reajustes subsequentes.

Esta contribuição está vinculada a contribuição nº 1, a qual se for acatada fará com que o Submódulo 7.1 seja aplicável na integra às permissionárias.

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO Contribuição nº 12 6. COMPOSIÇÃO DA TARIFA DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO - TUSD 15.b) TUSD FIO B – formada por custos regulatórios pelo uso de ativos de propriedade da própria distribuidora, compreendida por: i) remuneração dos ativos; ii) quota de reintegração regulatória (depreciação); e iii) custo de operação e manutenção.

6. COMPOSIÇÃO DA TARIFA DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO - TUSD 15.b) TUSD FIO B – formada por custos regulatórios da Parcela B deduzido o valor de Outras Receitas.

A composição do valor da TUSD Fio B compreende também o valor de Receitas Irrecuperáveis e a dedução do valor de Outras Receitas.

Contribuição nº 13 10.3. REGRAS DE APLICAÇÃO DAS BANDEIRAS TARIFÁRIAS 43. Após o acionamento da bandeira, pela ANEEL, a distribuidora terá o prazo de um dia útil para disponibilizar em seu endereço eletrônico, na página principal, a bandeira que será aplicada no mês subsequente.

10.3. REGRAS DE APLICAÇÃO DAS BANDEIRAS TARIFÁRIAS 43. Após o acionamento da bandeira, pela ANEEL, a distribuidora terá o prazo de até três dias úteis para disponibilizar em seu endereço eletrônico, na página principal, a bandeira que será aplicada no mês subsequente.

Necessidade de prazo maior para adequação das informações no endereço eletrônico.

Contribuição nº 14 13. DA FATURA DO CONSUMIDOR FINAL 54. Para os consumidores do grupo A, a ANEEL disponibilizará em até 15 (quinze) dias após publicação da respectiva resolução homologatória em seu sitio na internet os valores segregados, com a estrutura mínima apresentada nos parágrafos 15 e 20 deste Submódulo, das tarifas para análise e controle da sociedade.

A ANEEL deve cumprir este procedimento para as permissionárias.

Até o momento não foi constatada a adoção deste procedimento para as permissionárias.

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO Contribuição nº 15 14.1 MODALIDADE TARIFÁRIA CONVENCIONAL BINÔMIA 56. A distribuidora, a fim de estabelecer um prazo de migração de modalidades tarifárias aos consumidores, deve atender aos seguintes procedimentos: a) Para as unidades consumidoras com demanda contratada mensal maior ou igual a 150 kW, o prazo para migração de modalidade será de até 12 meses. A distribuidora deve informar, durante este prazo, a necessidade de alteração de modalidade e a sugestão de enquadramento naquela que proporcione o menor valor de fatura. b) Para as demais unidades consumidoras a migração deve ser feita até o término do 3CRTP. A distribuidora deve informar, aos respectivos consumidores, a extinção da modalidade convencional e a sugestão de enquadramento na modalidade que proporcione a menor fatura no mínimo 12 meses antes do início do 4º ciclo de revisões tarifárias periódicas.

14.1 MODALIDADE TARIFÁRIA CONVENCIONAL BINÔMIA 56. A distribuidora, a fim de estabelecer um prazo de migração de modalidades tarifárias aos consumidores, deve atender aos seguintes procedimentos: a) Para as unidades consumidoras com demanda contratada mensal maior ou igual a 150 kW, o prazo para migração de modalidade será de até 12 meses. A distribuidora deve informar, durante este prazo, a necessidade de alteração de modalidade e a sugestão de enquadramento naquela que proporcione o menor valor de fatura. b) Para as demais unidades consumidoras a migração deve ser feita até o término do 3CRTP ou 1CRTCP. A distribuidora deve informar, aos respectivos consumidores, a extinção da modalidade convencional e a sugestão de enquadramento na modalidade que proporcione a menor fatura no mínimo 12 meses antes do início do 4º ciclo de revisões tarifárias periódicas das concessionárias ou do 2º ciclo de revisões tarifárias periódicas das cooperativas permissionárias.

Este item também é aplicável às permissionárias conforme Submódulo 8.3 do PRORET.

Contribuição nº 16 14.5. CALCULO DA RELAÇÃO PONTA / FORA PONTA DA TUSD TRANSPORTE 61. Para as revisões tarifárias que ocorrerem até 30 de junho de 2013, as relações ponta/fora ponta das Tarifas de Referência

Excluir o parágrafo 61. Quando concluída, a revisão do Submódulo 7.1 deve estar atualizado. Trata-se de fatos passados, portanto não tem sentido permanecer.

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO TUSD FIO B serão determinadas considerando as Tarifas de Referência TUSD FIO A apuradas para o final do período de transição da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST, estabelecido pela Resolução Normativa nº 399, de 13 de abril de 2010.

CONTRIBUIÇÕES À MINUTA DO SUBMÓDULO 7.2 - TARIFAS DE REFERÊNCIA, DO PRORET

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO Contribuição nº 17 3.2. CUSTO MARGINAL DE EXPANSÃO 14. A distribuidora deve utilizar o mesmo critério de classificação urbana e rural para os dados: i) energia faturada; ii) custos unitários médios dos módulos de equipamentos/obras; e iii) quantidades físicas dos módulos.

3.2. CUSTO MARGINAL DE EXPANSÃO 14. A distribuidora deve utilizar critério de classificação urbana e rural utilizada na metodologia de revisão tarifária para os dados: i) energia faturada; ii) custos unitários médios dos módulos de equipamentos/obras; e iii) quantidades físicas dos módulos.

Para alguns conceitos existem diversas definições estabelecidas em documentos emitidos pela ANEEL (ex. Resolução Normativa nº 414/2010, PRODIST, PRORET), e que causam dúvidas aos funcionários das distribuidoras, tais como a classificação urbana e rural, e Receita Operacional Líquida - ROL. É importante que a ANEEL uniformize estas definições, pois tem interferência nos resultados das tarifas e no atendimento às unidades consumidoras. Na Audiência Pública 075/2012 que abordou o estabelecimento dos indicadores de continuidade DEC e FEC para 26 permissionárias, a INFRACOOP apresentou uma contribuição no sentido de que a ANEEL estabelecesse definição única para "Área Rural", e que padronizasse a mesma em todos os documentos emitidos pela ANEEL. Preferencialmente, a definição deveria ser

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO coerente com os critérios estabelecidos para

segregação dos ativos em urbano e rural, conforme metodologia de revisão tarifária constante do Submódulo 8.1 do PRORET. Na análise da contribuição, no parágrafo 67 da Nota Técnica nº 0013/2013-SRD/ANEEL é mencionado: "67. No Módulo 8 do PRODIST existe o conceito de área não urbana e área rural. O primeiro é utilizado apenas na aplicação dos limites dos indicadores de continuidade individuais de Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão (DIC), Frequência de Interrupção individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão (FIC) e Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão (DMIC). Especificamente para esse caso, a definição consta no Módulo 8: “Para efeito de enquadramento dos limites de continuidade individuais, considera-se unidade consumidora situada em área não urbana aquela unidade com atendimento efetuado pela distribuidora fora do limite de zona urbana definida por lei municipal.” Já para o segundo conceito, área rural, não há definição no Módulo 8, podendo ser utilizado o mesmo critério estabelecido na revisão tarifária da permissionária para segregação dos ativos em urbano e rural. Estudos futuros com os bancos de dados georeferenciados permitirão à ANEEL definir melhor esse parâmetro." Conclusão: na AP nº 075/2012 o assunto foi transferido para "estudos futuros".

CONTRIBUIÇÕES À MINUTA DO SUBMÓDULO 7.3 - TARIFAS DE APLICAÇÃO, DO PRORET

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO Contribuição nº 18 5. MERCADO DE REFERÊNCIA AJUSTADO 28. h) Cooperativa de eletrificação rural: cooperativas autorizadas: ou não regularizadas pela ANEEL, cuja parcela de mercado possui direito à redução tarifária, conforme Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013.

5. MERCADO DE REFERÊNCIA AJUSTADO 28. h) Cooperativa de eletrificação rural: cooperativas autorizadas: ou não regularizadas pela ANEEL, cuja parcela de mercado possui direito à redução tarifária, conforme art. 9º da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004.

De acordo com o art. 9º da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, a ANEEL deve estabelecer "as tarifas de fornecimento às cooperativas autorizadas, considerando parâmetros técnicos, econômicos, operacionais e a estrutura dos mercados atendidos", ou seja, em função das características de cada cooperativa o desconto não deve ser igual para todas, conforme estabelece em 30% o Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013. Não foram apresentados estudos que comprovem que o valor de desconto de 30% levem em consideração os parâmetros da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004.

Contribuição nº 19 8. DESCONTOS TARIFÁRIOS 46. d) Subgrupo B2 - subclasse Cooperativa de Eletrificação Rural: 30% sobre a tarifa do subgrupo B1, classe Residencial.

8. DESCONTOS TARIFÁRIOS 46. d) Subgrupo B2 - subclasse Cooperativa de Eletrificação Rural: calculado conforme art. 9º da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, considerando parâmetros técnicos, econômicos, operacionais e a estrutura dos mercados atendidos.

De acordo com o art. 9º da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, a ANEEL deve estabelecer "as tarifas de fornecimento às cooperativas autorizadas, considerando parâmetros técnicos, econômicos, operacionais e a estrutura dos mercados atendidos", ou seja, em função das características de cada cooperativa o desconto não deve ser igual para todas.

Contribuição nº 20 8. DESCONTOS TARIFÁRIOS 47. Para as unidades classificadas como cooperativas de eletrificação rural, a transição do valor de desconto para aqueles estabelecidos nos parágrafos 43 e 44, ocorrerá em um período de 4 anos, à razão de 1/4 ao ano.

8. DESCONTOS TARIFÁRIOS 47. Para as unidades classificadas como cooperativas de eletrificação rural, a transição do valor de desconto para aqueles estabelecidos nos parágrafos 43 e 44, ocorrerá em um período de 12 anos, à razão de 8,33% ao ano.

Entende-se que o grau de convergência tarifária e quando (trajetória) deve ser estabelecido por cooperativa atendendo parâmetros técnicos, econômicos, operacionais e a estrutura dos mercados, conforme estabelece a Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004. Sugerimos que os resultados por cooperativa sejam embasados em estudo, e não

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO simplesmente "em um período de 4 anos, à

razão de 1/4 ao ano." sem justificativa para a adoção do critério. A aplicação deste critério implicará em aumentos elevadíssimos em curto espaço de tempo dos preços cobrados das unidades consumidoras da maioria das cooperativas autorizadas, sendo contrário a premissa da ANEEL de modicidade tarifária. Como alternativa é proposto o período de transição de 12 anos, de forma linear, também em função da previsão de aumentos significativos no valor de compra de energia elétrica devido a obrigatoriedade de migração da tarifa convencional para tarifa na modalidade horo-sazonal.

Contribuição nº 21 11. SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS Serão homologados nos processos tarifários ou nos processos específicos, conforme regulamentação, os valores referentes aos benefícios tarifários, de que trata a alínea "a" até "h" do parágrafo 28 deste Submódulo, a serem custeados com recursos da CDE, apurados pela diferença entre os mercados de referência e de referência ajustado, multiplicada pelo Mercado de Referência.

11. SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS Serão homologados nos processos tarifários ou nos processos específicos, conforme regulamentação, os valores referentes aos benefícios tarifários, de que trata a alínea "a" até "h" do parágrafo 28 deste Submódulo, a serem custeados com recursos da CDE, apurados pela diferença entre os mercados de referência e de referência ajustado.

Adequação do texto, em virtude de constar indevidamente "multiplicada pelo Mercado de Referência".

REITERAÇÃO DE CONTRIBUIÇÕES APRESENTADAS NA 1ª FASE DA AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 108/2012.

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO Contribuição nº22 - 2 da 1ª fase da AP 108 MINUTA DE RESOLUÇÃO NORMATIVA SOBRE CONDIÇÕES GERAIS DE SUPRIMENTO Art. 8º - "III - que os montantes contratados estão limitados a 500 GWh/ano."

III - que os montantes contratados devem observar a limitação de seu mercado próprio a 500 GWh/ano.

A Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 e a Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004 estabelecem condições gerais de suprimento a distribuidoras de pequeno porte estabelecendo o referencial em função de seu mercado próprio, e não em função da contratação de energia. Portanto, além da contratação de energia para o mercado próprio, a distribuidora deverá considerar também a necessidade da contratação incluir as perdas globais de energia de seus sistemas elétricos.

Contribuição nº23 - 3 da 1ª fase da AP 108 MINUTA DE RESOLUÇÃO NORMATIVA SOBRE CONDIÇÕES GERAIS DE SUPRIMENTO Art. 9º - "§ 2º Em cada ano civil, será apurado o montante de energia consumido fora da faixa de tolerância de 90% (noventa por cento) a 110% (cento e dez por cento) do montante anual contratado, aplicando-se as seguintes regras e procedimentos:"

§ 2º Em cada ano civil, será apurado o montante de energia consumido fora da faixa de tolerância de 90% (noventa por cento) a 110% (cento e dez por cento) do montante anual contratado, exceto para as cooperativas permissionárias em que a faixa de tolerância a ser considerada deve ser de 85% a 115%, aplicando-se as seguintes regras e procedimentos:

Devido ao consumo de energia de muitas de suas unidades consumidoras apresentarem significativas oscilações em função de variações climáticas, sugere-se que a faixa de tolerância para as cooperativas permissionárias seja aumentada para 15%. A tabela 1 que consta nos Anexos deste documento, mostra variações significativas na energia medida em relação à contratada, nas cooperativas que solicitamos dados para subsidiar a análise dos documentos da AP 108/2012. No caso de distribuidoras com mercado pequeno e sujeitas a variações excessivas em seus mercados em função de questões ambientais, a situação é ainda mais crítica, como no caso de concentração de consumidores irrigantes, em que não é

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO possível prever quando acontecerá um ano

atípico. Por exemplo, no parágrafo 60 da Nota Técnica nº 433/2012-SRE-SRD-SEM/ANEEL é mencionado que a cooperativa permissionária Ceripa na sua relação com a supridora CPFL Santa Cruz, no histórico recente extrapolou os limites de resolução vigente, mas no ano se enquadra na faixa dos 10%. Esta informação de acordo com a Nota Técnica foi baseada em dados até agosto/2011. Dados posteriores da Ceripa indicam que ano civil de 2012 a variação foi de +12,74% na compra de energia da supridora CPFL Santa Cruz e +27,65% na compra de energia da supridora Elektro. Este fato ocorreu também em várias outras permissionárias conforme pode ser observado na tabela 1 que consta nos Anexos.

Contribuição nº24 - 4 da 1ª fase da AP 108 MINUTA DE RESOLUÇÃO NORMATIVA SOBRE CONDIÇÕES GERAIS DE SUPRIMENTO Art. 9º - § 2º - "II - sobre os montantes distribuídos conforme inciso I será aplicado duas vezes a TE vigente no mês de referência;"

II - sobre os montantes distribuídos conforme inciso I será aplicado 0,5 (zero virgula cinco) vezes a TE vigente no mês de referência;

No caso das cooperativas permissionárias seus mercados são pequenos, e susceptíveis a grandes oscilações em função de ligações de novas unidades consumidoras com cargas significativas e de variações climáticas atípicas em que é impossível prever os anos em que poderão ocorrer. Por exemplo, na Nota Técnica é mencionado que o critério de apuração anual do consumo limitado a +/-10% em relação a energia contratada atende ao histórico com dados até agosto/2011 da Cooperativa Permissionária Ceripa. Em 2012, conforme tabela a seguir, a

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO energia medida no ano não atendeu a faixa

estabelecida pelo critério proposto, e a Ceripa teria que pagar a penalidade, sem poder prever que aquele ano teria consumo de energia atípico devido às condições climáticas.

Devido ao porte e características de seus mercados esta situação dificilmente acontece nas distribuidoras com mercado próprio superior a 500 GWh/ano.

Contribuição nº25 - 5 da 1ª fase da AP 108 MINUTA DE RESOLUÇÃO NORMATIVA SOBRE CONDIÇÕES GERAIS DE SUPRIMENTO Art. 9º - § 2º - "IV - o custo de energia consumida fora da faixa de tolerância não será repassado às tarifas dos consumidores finais do Agente Suprido; e"

IV - o custo de energia consumida fora da faixa de tolerância não será repassado às tarifas dos consumidores finais do Agente Suprido. Quando justificado pela suprida a impossibilidade de gerenciamento devido a variações excessivas de seus mercados em função de questões ambientais, o consumo fora da faixa de tolerância pode ser custeado pela Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, conforme art. 1º do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013; e

Para não repassar as penalidades aos consumidores finais, e manter o equilíbrio econômico-financeiro da permissão, sugere- se que em situações de variações excessivas de energia adquirida em função de questões ambientais, como foi o caso de grande concentração de irrigantes na Cooperativa Permissionária Ceripa em 2012, o valor da penalidade seja custeado pela Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, conforme art. 1º do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013.

Contribuição nº26 - 6 da 1ª fase da AP 108 MINUTA DE RESOLUÇÃO NORMATIVA SOBRE CONDIÇÕES GERAIS DE SUPRIMENTO Art. 11. A ANEEL autorizará o repasse, às tarifas dos consumidores finais, do preço da

Art. 11. A ANEEL autorizará o repasse, às tarifas dos consumidores finais, do preço da energia elétrica adquirida em licitação pública, até o limite da TE do respectivo Agente Supridor, vigente na data de realização da licitação, e o montante de

A Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 e a Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004 estabelecem condições gerais de suprimento a distribuidoras de pequeno porte estabelecendo o referencial em função de

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO energia elétrica adquirida em licitação pública, até o limite da TE do respectivo Agente Supridor, vigente na data de realização da licitação, e o montante de energia contratado não poderá exceder a 500 GWh/ano.

energia contratado deve observar a limitação de seu mercado próprio a 500 GWh/ano.

seu mercado próprio, e não em função da contratação de energia. Portanto, além da contratação de energia para o mercado próprio, a distribuidora deverá considerar também a necessidade da contratação incluir as perdas globais de energia de seus sistemas elétricos.

Contribuição nº27-11 da 1ª fase da AP 108 Não existe texto ANEEL.

No primeiro contrato de suprimento com contratação de demanda máxima em horário de ponta e demanda máxima em horário fora de ponta, a supridora deve aplicar o período de testes, com duração de 12 (doze) ciclos consecutivos e completos de faturamento, com o propósito de permitir a adequação das demandas contratadas. A título de cobrança por ultrapassagem, nos meses seguintes ao período de testes deve ser aplicado à parcela do MUSD medido superior ao MUSD contratado um valor de referência equivalente a 0,5 vezes as parcelas de potência da TUSD aplicável ao acessante, sem a incidência de eventuais descontos, nos casos em que o valor de MUSD medido for superior a cento e dez por cento do MUSD contratado, quando o acessante for permissionária distribuidora.

Atualmente as permissionárias não possuem histórico e nem recursos que permitam a contratação confiável das quantidades de demanda para o horário de ponta e para o horário fora de ponta. Via de regra, nas faturas das supridoras para as permissionárias consta somente a demanda máxima medida, sem informar o dia e o horário em que a mesma ocorreu. Em uma permissionária com vários pontos de conexão pode ocorrer em alguns pontos que a demanda máxima seja no horário de ponta e em outros no horário fora de ponta, e a relação entre as quantidades medidas pode chegar até 50% ou mais, por este motivo sugere-se uma fase de transição em que os primeiros doze meses sejam considerados como testes, e nos meses seguintes a cobrança por ultrapassagem seja equivalente a 0,5 vezes as parcelas de potência da TUSD aplicável. Esta contribuição não deve ser considerada caso seja acatada a Contribuição nº 9.

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO Contribuição nº28-13 da 1ª fase da AP 108 Não existe texto ANEEL.

Quando justificado pela suprida a impossibilidade de gerenciamento devido a variações excessivas de seus mercados em função de questões ambientais, da mesma forma que o consumo fora da faixa de tolerância, a ultrapassagem de demanda pode ser custeado pela Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, conforme art. 1º do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013.

Para não penalizar a permissionária, e nem os consumidores finais, devido a situações atípicas provocadas por questões ambientais e sem possibilidade de gerenciamento, sugere-se que os valores devidos a ultrapassagem de demanda sejam custeados pela Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, conforme art. 1º do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013.

CONTRIBUIÇÕES ADICIONAIS

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO Contribuição nº 29

A ANEEL deve incluir em seu programa de trabalho o quanto antes o estabelecimento de nova metodologia de estrutura tarifária para as permissionárias.

Conforme projeto de P&D de concessionárias vinculadas a ABRADEE, a estrutura tarifária aplicada pela ANEEL às concessionárias distribuidoras está desatualizada, seus principais parâmetros e sinais relativos foram estimados há mais de 30 anos em arranjo institucional e contratual do setor elétrico completamente diferente do vigente. Desta forma, em virtude da distribuidora supridora principal ser a referência de estrutura tarifária das permissionárias, um conjunto de sinais ineficientes é repassado para as mesmas, isto sem considerar várias outras diferenças entre as mesmas, tais como: horários de cargas máximas, caracterização da carga e do sistema elétrico, etc. Isto está ocasionando tarifas das permissionárias muito divergentes das tarifas de suas

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO supridoras principais, existindo muitas tarifas

TUSD R$/MWh em que a relação tarifa da permissionária / tarifa da supridora principal é superior a 5 vezes, existindo até valor superior a 40 vezes. Faltam aproximadamente 2 anos para o início do 2º ciclo de revisões tarifárias das cooperativas permissionárias, e a elaboração de nova metodologia depende de campanhas de medições e estudos demorados, por este motivo sugere-se que a ANEEL inicie o quanto antes a elaboração da nova metodologia.

Contribuição nº 30

Nos futuros Contratos de Uso do Sistema de Transmissão e/ou Distribuição - CUST e/ou CUSD celebrados entre as cooperativas permissionárias e suas supridoras, as demandas contratadas no horário de ponta e horário fora de ponta devem ser conforme cronograma mensal.

Na maioria das cooperativas permissionárias existe a predominância de unidades consumidoras da classe rural, as quais possuem contratação de demanda mensal, de acordo com o §6º do art. 61 da Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010. A contratação de quantidade de demanda única para o horário de ponta e para o horário fora de ponta aumentará significativamente os custos das cooperativas permissionárias, e com grandes reflexos nas tarifas dos consumidores, portanto, não está de acordo com os princípios de modicidade e estabilidade tarifária. Na tabela 2 são mostrados os resultados de comparações de custos com o pagamento do uso do sistema de transmissão e/ou distribuição, considerando a tarifa TUSD estabelecida na última resolução de reajuste da permissionária aplicada às quantidades

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO mensais de demanda medida, e as

quantidades anuais de demanda a serem faturadas caso a quantidade única a ser contratada fosse igual a maior demanda mensal medida, sem consideração de horários de ponta e fora de ponta. Os resultados mostram que poderá haver impactos muito grandes nas tarifas de fornecimento, caso os descontos a serem concedidos não absorvam totalmente os aumentos, como poderá ser o caso da permissionária Ceripa, em que o custo com o pagamento do uso do sistema poderá aumentar em quase 50%, isto sem considerar quantidades a serem contratadas, e a segregação em horário de ponta e horário fora de ponta, em que os aumentos devem ser superiores.

ANEXOS

Tabela 1 - Compra de Energia

Item Cooperativa / Estado Supridora

Quantidade de Meses Durante o Ano com Energia Medida Superior a 15% da Energia

Contratada

Variação Percentual ((Energia Medida -Energia

Contratada)/Energia Contratada)

2011 2012 2011 2012

1 Ceripa (SP) CPFL Santa Cruz 1 7 -6,28% 12,74% Elektro 5 8 8,32% 27,65%

4 Cerim (SP) CPFL Piratininga 0 0 -2,12% -1,63% 3 Cermc (SP) Bandeirante 10 12 32,51% 26,68%

2 Cetril (SP) CPFL Piratininga 0 0 4,26% -1,30% Elektro 7 7 19,98% 13,97%

5 Cedrap (SP) Elektro 3 2 22,78% 9,24% Bandeirante 0 0 -0,31% 1,93%

6 Cejama (SC) Celesc 6 2 15,89% -11,82% 7 Cergal (SC) Celesc 0 2 4,32% 9,63% 8 Cerpalo (SC) Celesc 1 0 0,23% 3,26% 9 Coopera (SC) Celesc 2 0 4,64% -3,01% 10 Cermissões (RS) RGE 1 5 -14,99% 11,44% 11 Cooperluz (RS) RGE 3 0 10,43% 2,09% 12 Coprel (RS) RGE 0 0 -9,53% -8,02% 13 Cergapa (SC) Celesc 1 0 -1,02% -1,49%

14 Certel (RS) AES Sul 0 0 -1,60% -0,57% RGE 0 0 -11,17% -8,51%

15 Coopercocal(SC) Celesc 1 5 -4,97% -10,17% EFUL-Urussanga 1 6 3,27% 16,02%

16 Ceriluz (RS) RGE 4 2 2,37% 1,53% DEMEI 12 5 -32,93% -38.04%

Tabela 2 - Variação de valores de uso do sistema de distribuição considerando demanda medida mensalmente e máxima medida no ano como sendo a contratada.

Item Cooperativa / Estado

Valor do Uso do Sistema de Distribuição em 2012(R$)

Demanda Medida

Demanda Contratada (Considerada a máxima

mensal no ano)

Variação Percentual ((Demanda Contratada-Demanda

Medida)/Demanda Medida) 1 Ceriluz (RS) 2.193.099,64 3.304.360,80 50,67% 2 Coprel (RS) 6.801.541,23 10.140.377,28 49,09% 3 Ceripa (SP) 2.661.398,54 3.887.431,73 46,07% 4 Cerpalo (SC) 117.848,84 160.323,67 36,04% 5 Ceral DIS (PR) 156.993,90 203.992,61 29,94% 6 Cetril (SP) 1.217.776,19 1.565.682,36 28,57% 7 Cergapa (SC) 213.667,57 272.380,15 27,48% 8 Cerim (SP) 434.208,88 548.441,04 26,31% 9 Cermissões (RS) 1.371.154,33 1.718.870,88 25,36% 10 Cergal (SC) 509.467,13 631.274,89 23,91% 11 Cermc (SP) 372.506,80 445.920,46 19,71% 12 Coopercocal (SC) 1.615.048,46 1.910.804,95 18,31% 13 Cejama (SC) 354.962,18 417.929,57 17,74% 14 Cooperluz (RS) 381.015,70 444.028,80 16,54% 15 Coopera (SC) 6.774.888,29 7.439.519,14 9,81% 16 Certel (RS) 13.282.585,40 14.393.381,40 9,36%

As informações da Ceriluz referente ao DEMEI no ano de 2012 são do período de Janeiro a Maio de 2012