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

Nota Técnica nº 375/2017-SGT/SCT/ANEEL

Em 14 de Dezembro de 2017.

Processo: 48500.005988/2017-45. Assunto: Regularização de Cooperativas de Eletrificação Rural como Permissionárias do Serviço Público de Distribuição.

I - DO OBJETIVO 1. Esta Nota Técnica tem por objetivo descrever a metodologia utilizada e apresentar as tarifas iniciais para as Cooperativas relacionadas abaixo, passíveis de serem regularizadas como permissionárias do serviço público de distribuição.

1. Cooperativa de Distribuição de Energia Elétrica Santa Maria – CODESAM; 2. Cooperativa de Eletricidade de São Ludgero – CEGERO; 3. Cooperativa de Eletrificação Rural Cachoeiras – Itaboraí Ltda. – CERCI; 4. Cooperativa de Eletrificação Rural de Araruama Ltda. - CERAL ARARUAMA; 5. Cooperativa de Eletrificação e Des. da Região de Mogi Mirim – CEMIRIM; 6. Cooperativa de Energia e Desenvolvimento Rural Fontoura Xavier Ltda. – CERFOX; 7. Cooperativa de Energização e Des. Rural do Vale do Mogi – CERVAM; 8. Cooperativa de Distribuição de Energia Elétrica - COOPERZEM DISTRIBUIÇÃO; 9. Cooperativa de Eletrificação Rural Castrolanda Ltda. – ELETRORURAL; 10. Cooperativa de Desenvolvimento Rural de Salto Donner – CERSAD; 11. Cooperativa de Energia e Des. Rural entre Rios Ltda. – CERTHIL; 12. Cooperativa Regional de Eletrificação Rural Fronteira do Sul Ltda. – COOPERSUL; 13. Cooperativa Regional de Eletrificação e Des. do Litoral Norte Ltda. – COOPERNORTE; 14. Cooperativa de Eletrificação Centro Jacuí Ltda. – CELETRO.

II - DOS FATOS 2. O §1º do art. 23 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, facultou ao Poder Concedente, preservado o atual regime jurídico próprio das cooperativas, promover a regularização cooperativas de eletrificação rural como permissionárias de serviço público de distribuição. 3. O processo, iniciado pela ANEEL em 2005, com base na Resolução Normativa nº 205, de 2005, utilizou o SINCOR – sistema de simulação de tarifas, e resultou na regularização de 38 cooperativas de um total de 52 identificadas como passiveis de serem regularizadas.

Fls. 2 Nota Técnica nº 375/2017-SGT/SCT/ANEEL, de 14 de dezembro de 2017


4. Para aquelas que não aceitaram as tarifas, a Diretoria da ANEEL, baseada no Decreto nº 6.160, de 20 de julho de 2007, definiu que seriam regularizadas seguindo a metodologia do 1CRTP das Permissionárias aprovado em 05 de março de 2013, com os aperfeiçoamentos aprovados na 21ª Reunião Ordinária realizada em 11 de junho de 2013. 5. Assim, foram solicitados dados e informações para realização do cálculo das revisões, por meio do Ofício Circular n° 14/2013-SRE/ANEEL de 26 de abril de 2013, reiterado pelo Ofício Circular nº 28/2014-SRE/ANEEL, de 08 de outubro de 2014, e uma resposta conjunta formulada pela OCB – Organização das Cooperativas do Brasil, em 18 de novembro de 20141, informou que as cooperativas não enviariam novas informações até que uma fórmula adequada de regulação fosse apresentada.

6. A ausência das informações das 14 cooperativas inviabilizou os cálculos da revisão tarifária, e assim, foram mantidas como agentes autorizados, consumidores rurais, com a manutenção dos descontos em TUSD e TE, praticando preços pelos serviços definidos pelos próprios associados, de acordo com critérios por eles estabelecidos. 7. A Lei nº 13.360, de 17 de novembro de 2016, criou a subvenção para compensar o impacto tarifário da reduzida densidade de carga do mercado de cooperativas de eletrificação rural, e designou como competência para a ANEEL estabelecê-la. 8. Assim, em 24 de outubro de 2017, a Resolução Normativa nº 788, aprovou o Submódulo 8.5 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, que trata da Subvenção para Cooperativas com Reduzida Densidade de Carga.

9. A subvenção foi criada para substituir o atual modelo onde as cooperativas permissionárias recebem descontos na compra de energia e no custo do uso da rede de transmissão e distribuição, substituindo os mesmos por uma subvenção de forma a compensar a reduzida densidade de carga do seu mercado, o que geralmente é uma forte característica das cooperativas, por dar atendimento predominantemente rural.

10. Assim, é preciso analisar se a cooperativa possui baixa densidade de carga, quando comparada com sua supridora2, e o passo seguinte, calcular o valor de referida subvenção, de acordo com a metodologia explicitada no Submódulo 8.5. 11. Importante ressaltar que de acordo com o Decreto a aplicação da subvenção se aplica a partir do processo do processo tarifário da cooperativa que suceder a revisão tarifária ordinária da principal concessionária supridora, sempre com efeitos prospectivos. Dessa forma, as cooperativas que forem supridas por concessionárias que ainda não passaram pelo 4CRTP não farão jus nesse momento, somente no próximo processo tarifário.

12. Destaca-se que assim que for definida a subvenção, inicia-se o movimento de retirada de descontos, tanto no transporte de energia (uso dos sistemas de distribuição e transmissão), quanto na compra de energia (tarifas de energia).

13. Os descontos tarifários serão retirados a cada processo tarifário no limite do impacto tarifário de 10% do efeito médio final a ser percebido pelos consumidores. Caso o processo resulte em valores

1 Documento 48513.035673/2014-00. 2 Ou da maior supridora, se houver mais de uma.



superiores a 10%, sem alteração dos descontos, não haverá redução, tampouco serão dados novos descontos para atingir o limite.

14. Inicialmente, para as cooperativas regularizadas como permissionárias, a metodologia tarifária para cálculos de reajuste e revisão foi a definida nos Submódulos 8.1 a 8.3 do PRORET. Com modelo bastante similar ao imposto às concessionárias de distribuição, a regulação econômica das permissionárias trouxe aspectos positivos quanto a qualidade e uniformização no atendimento técnico e comercial. No entanto, verificou-se a necessidade de simplificar a metodologia tarifária, principalmente no que tange ao volume de informações solicitadas pelo regulador, assim como questões relacionadas com a definição da Base de Remuneração Regulatória, taxa de retorno e custos operacionais, entre outros.

15. Da mesma forma, discutiu-se a respeito da própria autonomia da Cooperativa, uma vez que seu papel perante os consumidores não é como de uma concessionária, em que se pressupõe oposição de vontades (interesses), mas sim vontades comuns, uma vez que os próprios usuários do serviço participem da definição do preço do que vão consumidor.

16. Nesse contexto, com mudanças significativas na sistemática dos eventos tarifários, foi formulado o Submódulo 8.4, com processo de definição de tarifas no qual a permissionária encaminha sua necessidade de Parcela B, devidamente aprovado pela assembleia de cooperados, com estudo devidamente fundamentado, para ser utilizada como base para a definição de tarifas. O valor solicitado está limitado ao limite calculado pela ANEEL. As permissionárias que optaram por se submeter a esta nova metodologia tiveram que assinar um termo aditivo ao contrato de permissão.

17. Visando dar andamento ao processo de regularização, novo pedido de informação foi formulado às cooperativas mencionadas, por meio do Ofício Circular nº 03/2017-SGT/ANEEL, de 20 de janeiro de 20173.

18. Com exceção de CELETRO e CEMIRIM, as informações foram apresentadas no prazo estipulado.4

19. Por fim, a CEMIRIM encaminhou as informações em 05 de dezembro de 2017, após novo prazo, enquanto a Cooperativa de Eletrificação Centro Jacuí Ltda. – CELETRO não se manifestou e, portanto, não foram calculadas as tarifas iniciais, devendo o processo seguir outro rito para declaração de caducidade da área de permissão. III – DA ANÁLISE

20. Incialmente, faz-se necessário o cálculo da Receita Requerida, que corresponde à receita compatível com a cobertura dos custos de compra de energia, transmissão, encargos setoriais, custos operacionais eficientes e de capital.

3 Documento 48581.000191/2017-00. 4 Documentos: CEGERO 48513.013517/2017-00, CELETRO 48513.014052/2017-00, CEMIRIM 48513.012506/2017-00, CERAL ARARUAMA 48513.012486/2017-00, CERCI 48513.012483/2017-00, CERFOX 48513.014254/2017-00, CERSAD 48513.014242/2017-00, CERTHIL 48513.013799/2017-00, CERVAM 48513.013441/2017-00, CODESAM 48513.014230/2017-00, COOPERNORTE 48513.014208/2017-00, COOPERSUL 48513.014233/2017-00, COOPERZEM 48513.014211/2017-00 e ELETRORURAL 48513.014032/2017-00.



21. A Receita Requerida é dividida em duas parcelas: a primeira, denominada de Parcela A, envolve custos relacionados à aquisição de energia elétrica para atendimento aos clientes, uso dos sistemas de transmissão e encargos setoriais. Em geral, a permissionária não tem gestão completa sobre esses itens de custos, e, em razão disso, esses valores são repassados para seus cooperados. 22. A segunda parcela, denominada de Parcela B, compreende as despesas com a prestação do serviço de distribuição de energia. São custos inerentes à atividade de distribuição, que estão sujeitos ao controle e influência das práticas gerenciais adotadas pela permissionária e, por definição, são repassados por meio de valores regulatórios.

23. Desse modo, a receita requerida da permissionária pode ser expressa da seguinte forma:

RR = VPA + VPB (1)

onde: RR: Receita requerida; VPA: Valor da Parcela A; e VPB: Valor da Parcela B.

24. A seguir, são detalhadas as características atuais das cooperativas, bem como os critérios para o cálculo das Parcelas A e B.

III.1 – CARACTERÍSTICAS ATUAIS DAS COOPERATIVAS

25. A tabela seguinte apresenta algumas características básicas das cooperativas passíveis de regularização.

Tabela 1 – Limite de Parcela B

Cooperativa Mercado

Fornecimento (MWh)

Mercado Suprimento

(MWh) Rede (Km)

Número de Consumidores

Outras Receitas

(R$) CERAL ARARUANA 16.264 19.385 528 5.543 244.890 CERCI 39.962 51.884 1.367 14.905 1.462.069 COOPERNORTE 13.283 16.296 572 5.367 67.310 COOPERSUL 15.978 19.523 1.698 4.823 31.903 CERSAD 7.780 8.975 132 1.150 2.515 COOPERZEM 35.721 38.390 1.075 7.282 22.935 CEGERO 125.646 132.722 576 5.617 28.061 CODESAM 40.008 41.709 154 1.231 23.683 ELETRORURAL 35.714 37.685 259 594 181.715 CEMIRIM 135.235 147.939 1.233 10.501 217.034 CERVAM 26.253 27.736 497 3.536 21.279 CERFOX 54.698 56.036 3.947 15.375 80.048 CERTHIL 47.484 52.040 2.719 7.855 85.399



III.2 – CÁLCULO DA PARCELA B

26. Para definição da Parcela B, será calculado um valor-teto, chamado aqui de valor de referência. Para isso, será aplicada a metodologia disposta no Submódulo 8.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, com um adicional de 20% para a definição do teto, conforme regra já adotada para as permissionárias regularizadas que assinaram o termo aditivo contratual.

27. Serão utilizadas as informações já encaminhadas pelas Cooperativas, na data base 2015, devendo o resultado da Parcela B ser atualizado pelo IPCA até a data atual. 28. A Parcela B compreende os custos operacionais e de capital da atividade de distribuição e gestão comercial dos clientes, e é composta pela soma dos componentes abaixo:

(2) ܣܣܥ + ܯܣܥ = ܤ

onde: VPB: Valor da Parcela B; CAOM: Custo de Administração, Operação e Manutenção; e CAA: Custo Anual dos Ativos.

29. O Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) é dado pela soma dos componentes abaixo:

(3) ܫ + ܥ = ܯܣܥ

onde: CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção; CO: Custos Operacionais; e RI: Receitas Irrecuperáveis.

30. O Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes abaixo:

(4) 5ܫܯܫܣܥ + + ܥ = ܣܣܥ

onde: CAA: Custo Anual dos Ativos; RC: Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos; QRR: Quota de Reintegração Regulatória (depreciação); e CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades).

31. Os cálculos da Remuneração do Capital e da Quota de Reintegração Regulatória dependem da Base de Remuneração Regulatória - BRR. A BRR foi calculada obedecendo a metodologia do PRORET, sendo composta pelo Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado, e Obrigações Especiais.

32. Para a depreciação acumulada, utilizou-se os valores informados e para os demais parâmetros como taxa média de depreciação e custo médio ponderado – WACC adotou-se os valores constantes no Submódulo 8.1 do PRORET.

5 A remuneração do capital, quota de reintegração regulatória e o custo anual das instalações móveis e imóveis foram calculados de acordo com as definições dispostas no Submódulo 8.1.



33. A tabela a seguir o resultado da Parcela B, segundo a metodologia do Submódulo 8.1 do PRORET.

Tabela 2 – Parcela B Calculada

Cooperativa CAOM (R$) CAA (R$) Parcela B (R$) CERAL ARARUANA 4.258.592,90 1.668.691,54 5.927.284,44 CERCI 9.355.924,58 4.654.027,23 14.009.951,81 COOPERNORTE 4.344.711,09 1.410.481,89 5.755.192,98 COOPERSUL 4.109.918,75 3.564.963,01 7.674.881,76 CERSAD 995.239,62 586.162,81 1.581.402,43 COOPERZEM 5.937.298,11 2.540.924,79 8.478.222,90 CEGERO 4.627.664,15 3.283.594,90 7.911.259,05 CODESAM 1.061.628,77 1.806.626,67 2.868.255,44 ELETRORURAL 349.912,69 1.108.065,05 1.457.977,74 CEMIRIM 8.008.931,12 7.135.264,54 15.144.195,66 CERVAM 2.993.513,87 1.918.523,14 4.912.037,01 CERFOX 11.606.103,24 9.434.068,09 21.040.171,34 CERTHIL 6.435.111,11 5.336.270,19 11.771.381,30

34. A Parcela B final, para fins de tarifas iniciais, será definida pela ANEEL com base no pleito efetuado pela cooperativa, ficando limitada ao valor de referência definido na Tabela 3. 35. Ressalta-se que para efeito de cálculo da tarifa inicial apresentada neta Nota Técnica, utilizou-se como base a Parcela B calculada pela metodologia do Submódulo 8.1 do PRORET e constante da Tabela 2.

Tabela 3 – Limite de Parcela B

Cooperativa Parcela B Teto (R$)

CERAL ARARUANA 7.112.741,33 CERCI 16.811.942,17 COOPERNORTE 6.906.231,58 COOPERSUL 9.209.858,12 CERSAD 1.897.682,91 COOPERZEM 10.173.867,48 CEGERO 9.493.510,86 CODESAM 3.441.906,53 ELETRORURAL 1.749.573,29 CEMIRIM 18.173.034,80 CERVAM 5.894.444,41 CERFOX 25.248.205,60 CERTHIL 14.125.657,57

36. Para definição da Parcela B nos processos tarifários seguintes, será adotada a metodologia do Submódulo 8.4 do PRORET, ou seja, os valores apresentados nesta Nota Técnica serão atualizados anualmente pela variação do IPCA e pelo crescimento do mercado de baixa tensão.



37. O pleito deve ser acompanhado de relatório fundamentado que deve descrever de forma clara e detalhada a necessidade de receita vinculando-a com a previsão de custos para os próximos dozes meses.

III.3 – CÁLCULO DA PARCELA A

38. Para definição da Parcela A, será aplicada a metodologia disposta no Submódulo 8.2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, sendo a Parcela A composta pela soma dos componentes abaixo:

(5) ܧ + ܥ + ܧܥ = ܣ

onde: VPA: Valor de Parcela A; CE: Custo de aquisição de energia elétrica e geração própria; CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; e ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica.

III.3.1 – Custo de Aquisição de Energia Elétrica e Geração Própria 39. O custo de aquisição de energia foi calculado com base no montante de energia elétrica comprada para atendimento ao mercado de referência valorado pelo preço de repasse dos contratos vigentes em 2017, ou pelo valor da geração própria, quando existente, definido de acordo com o item 10.1 do Submódulo 8.1 do PRORET. 40. Para energia elétrica comprada, foi considerado o preço médio de repasse dos contratos, com preços de 2017, aplicado ao montante de energia comprada para atendimento do mercado de referência da cooperativa em 20156, de acordo com a seguinte fórmula:

CE = TMEC × ER (6)

onde: CE: Custo com aquisição de energia, em R$; TMEC: Tarifa média de repasse dos contratos de compra de energia, expresso em R$/MWh; e ER: Energia requerida, expressa em MWh, para atender à carga regulatória da permissionária, conforme equação abaixo.

41. A tarifa média de repasse dos contratos de compra de energia é obtida pelo somatório da razão entre o custo de aquisição de energia em cada contrato e a energia contratada por meio dele. A energia requerida é a energia vendida pela permissionária, num determinado período (em MWh) somada às perdas regulatórias (técnica e não técnicas em MWh).

42. Para a geração própria, no caso específico da CERFOX, o custo de aquisição foi calculado pela seguinte fórmula:

CEGP = PRGP × ECGP (7)

6 Com exceção da CODESAM que apresentou as informações em 2016.



onde: CEGP: Custo de aquisição de energia proveniente de geração própria, expresso em R$/MWh; PRGP: Preço de repasse da geração própria; e ECGP: Montante de energia da Geração Própria.

43. O cálculo do preço de repasse da geração própria foi realizado segundo a metodologia do Submódulo 8.1 do PRORET. Para a definição do valor dos ativos, adotou-se a referência de preços aplicada ao processo de revisão tarifária periódica da Permissionária CERMISSÕES, em 2013, atualizando-se pelo IPCA para a data-base deste processo, o que resultou em um valor de 3.260.497,03 R$/MW. 44. Para a definição das perdas, foi calculada a diferença entre suprimento e fornecimento. No entanto, deve-se considerar que não é razoável a aceitação de qualquer valor, pois parte considerável da energia está sendo subsidiada pelos demais consumidores do país, por meio da CDE e, portanto, não devem pagar por perdas não técnicas elevadas, devendo a gestão dessas perdas ser assumida pela cooperativa. Assim, adotou-se como limitador o valor máximo reconhecido nos processos tarifários vigentes de 2017 das permissionárias, que resultou em 13,89%. A tabela a seguir apresenta os valores regulatórios adotados.

Tabela 4 – Perdas de Energia Regulatórias Cooperativa Perdas Calculadas

(% s/ Energia Injetada) Perdas Regulatórias

(% s/ Energia Injetada) CERAL ARARUANA 16,10% 13,89% CERCI 22,98% 13,89% COOPERNORTE 18,48% 13,89% COOPERSUL 18,16% 13,89% CERSAD 13,32% 13,32% COOPERZEM 6,95% 6,95% CEGERO 5,33% 5,33% CODESAM 4,08% 4,08% ELETRORURAL 5,23% 5,23% CEMIRIM 8,59% 8,59% CERVAM 5,35% 5,35% CERFOX 8,54% 8,54% CERTHIL 8,76% 8,76%

45. Ressalta-se ainda que uma vez definido o nível eficiente de perdas nas tarifas iniciais, este ficará fixo até a primeira revisão tarifária periódica, quando deverá ser revisto.

46. Com relação aos descontos em TUSD e TE das autorizadas, estes são regidos pelo Decreto nº 7.891, de 2013 que estabelece no VI do art 1º:

“Art. 1º A Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além de suas demais finalidades, custeará os seguintes descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição, nos termos do inciso VII do caput do art. 13 da lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002: (...) VI – redução na tarifa de uso do sistema de distribuição e na tarifa de energia aplicável à unidade consumidora classificada como cooperativa de eletrificação rural, inclusive às cooperativas regularizadas como autorizadas, nos termos deste Decreto; e



(...) § 1º Os níveis atuais dos descontos vigentes relativos aos incisos IV, V, VI e VII do caput serão mantidos em cada concessionária ou permissionária de distribuição até o reajuste ou procedimento ordinário de revisão tarifária seguinte. § 2º No reajuste ou procedimento ordinário de revisão tarifária de que trata o § 1º, a Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel deverá estabelecer a convergência gradual dos descontos concedidos atualmente, para cada concessionária ou permissionária de distribuição, aos seguintes valores: (...) III – Grupo A, subclasse Cooperativa de Eletrificação Rural: trinta por cento para a tarifa de uso do sistema de distribuição e para a tarifa de energia das unidades classificadas como cooperativas de eletrificação rural; (...) VII – Subgrupo B2, subclasse Cooperativa de Eletrificação Rural: trinta por cento sobre a tarifa do subgrupo B1, classe residencial.”

47. A Tabela abaixo mostra um levantamento com os descontos atualmente aplicados às autorizadas, considerando os últimos eventos tarifários das distribuidoras. Para definição dos descontos a serem aplicados no estabelecimento das tarifas iniciais, adotou-se como referência a tarifa da supridora, sendo reduzido os descontos atuais, considerando a subvenção, até a tarifa inicial se igualar à da supridora, nos casos em que a tarifa da cooperativa resultasse em valor inferior. Caso a tarifa da cooperativa fosse superior à da supridora, manteve-se o desconto atual.

Tabela 5 – Descontos na TUSD e TE Cooperativa Autorizada Supridora(s) Nível de

Tensão Principal supridora

Desconto Atuais Novos Descontos TUSD TE TUSD TE

CEGERO CELESC A2 Principal 48,68% 48,68% 0,00% 19,00% CERAL AMPLA A4 Principal 41,38% 41,38% 41,38% 41,38% CERCI AMPLA A4 Principal 41,38% 41,38% 41,38% 41,38%

CERFOX RGE SUL A4 - 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% RGE A4 Principal 51,67% 51,67% 51,67% 51,67%

CERSAD CELESC A4 Principal 45,10% 45,10% 45,10% 45,10%

CEMIRIM CPFL

PAULISTA A4 Principal 44,71% 44,71% 44,71% 44,71%

ELEKTRO A4 - 44,66% 44,66% 44,66% 44,66% CERTHIL RGE A4 Principal 51,67% 51,67% 51,67% 51,67%

CERVAN ELEKTRO A4 Principal 44,66% 44,66% 44,66% 45,10% CPFL PTA A4 - 44,71% 44,71% 44,71% 44,71%

CODESAN CELESC A4 Principal 48,68% 48,68% 0,00% 5,40% COOPERNORTE CEEE A4 Principal 62,18% 62,18% 55,88% 55,88%

COOPERSUL CEEE A4 Principal 61,18% 61,18% 0,00% 53,44% COOPERZEN CELESC A4 Principal 45,10% 45,10% 45,10% 45,10%

ELETRORURAL COPEL A4 Principal 45,37% 45,37% 0,00% 26,11% Fonte: REH RGE nº 2.252/2017, REH COPEL Nº 2.255/2017, REH CELESC Nº 2.286/2017, REH CPFL PTA Nº 2.217/2017, REH AMPLA Nº 2.207/2017, REH ELEKTRO Nº 2.290/2017, REH REG SUL Nº 2.218/2017 E REH CEEE Nº 2.171/2016



III.3.2 – Custo de Transporte 48. Os Custos das Instalações de Distribuição referem-se aos valores pagos pelas permissionárias pelo uso das instalações de distribuição de outras concessionárias e/ou permissionárias. Essas instalações são disponibilizadas diretamente às permissionárias por outras distribuidoras, mediante celebração do contrato de conexão às instalações de distribuição (CCD).

49. A cobertura tarifária do custo de uso do sistema de distribuição, quando contratado pela permissionária, será calculada com base nos Montantes de Usos do Sistema de Distribuição (MUSD) contratados e na energia elétrica medida, valorados pelas respectivas Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) vigentes.

III.3.3 – Encargos

50. Os encargos setoriais, instituídos por Lei, são custos não gerenciáveis suportados pelas permissionárias de distribuição, cujo repasse aos consumidores é decorrente da garantia do equilíbrio econômico financeiro contratual.

51. Os encargos setoriais integrantes da Parcela A da permissionária são:

(i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE; (ii) Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA; e (iii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE

52. A cobertura tarifária para o encargo da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE foi calculada pela multiplicação do mercado de energia da cooperativa, em MWh, verificado no período de referência (2015), pelos custos da CDE, em R$/MWh, por nível de tensão, descontado os montante das unidades consumidores classificadas na Subclasse Residencial Baixa Renda, constante na REH 2.204/2017. 53. Da mesma forma, a cobertura tarifária relativa à quota de custeio do Proinfa foi calculada pela multiplicação do mercado de energia da cooperativa, em MWh, verificado no período de referência, pelo custo do Proinfa, em R$/MWh, estabelecido para o ano de 2017, conforme Resolução Homologatória n° 2.191/2016. 54. A TFSEE, instituída pela Lei nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei nº 12.783, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET.

55. Com relação aos Subsídios CDE para custear os descontos tarifários, propõe-se que estes sejam calculados no primeiro processo tarifário após a assinatura do contrato, quando de fato as regras de descontos para os consumidores estarão vigentes.

56. A tabela abaixo apresenta os valores de encargos calculados para as cooperativas.



Tabela 6 – Encargos

Cooperativa TFSEE (R$)

CDE (R$)

PROINFA (R$)

TOTAL (R$)

CERAL ARARUANA 28.111,66 441.186,01 124.801,02 594.098,69 CERCI 65.613,29 1.089.511,47 306.909,37 1.462.034,13 COOPERNORTE 27.405,36 362.493,90 102.016,33 491.915,59 COOPERSUL 36.270,47 436.525,54 122.712,89 595.508,90 CERSAD 7.577,44 209.216,81 59.746,74 276.540,99 COOPERZEM 43.608,44 972.696,95 274.336,50 1.290.641,89 CEGERO 41.401,17 3.353.750,70 963.507,56 4.358.659,42 CODESAM 15.208,88 1.064.595,43 307.262,14 1.387.066,45 ELETRORURAL 7.670,10 961.339,57 302.143,18 1.271.152,85 CEMIRIM 76.527,27 3.639.424,88 1.037.388,73 4.753.340,88 CERVAM 25.701,25 703.758,53 200.928,94 930.388,72 CERFOX 111.314,22 1.483.150,88 418.670,88 2.013.135,98 CERTHIL 59.374,06 1.278.074,23 364.480,53 1.701.928,82

III.4 – ESTRUTURA TARIFÁRIA

57. O Submódulo 8.3 do PRORET estabelece os procedimentos gerais a serem aplicados ao processo de definição da Estrutura Tarifária para as permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica 58. Para a definição das tarifas iniciais, será adotado o Processo Simplificado de cálculo das Tarifas de Referência, conforme item 4.1 do Submódulo 8.3 do PRORET, ou seja, serão aplicados os Postos Tarifários Ponta, Intermediário e Fora de Ponta da supridora principal nos processos tarifários da permissionária e no faturamento dos consumidores da permissionária. 59. Assim, as tarifas de referência das componentes tarifárias da TUSD serão as tarifas base econômica da supridora principal. Nos processos de reajustes tarifários seguintes, as tarifas de referência serão as tarifas base econômica da própria permissionária apurada no processo tarifário anterior.

60. Posteriormente, no primeiro processo de revisão tarifária, a permissionária poderá solicitar o cálculo das Tarifas de Referência, conforme o Processo Específico, descrito no item 4.1 do Submódulo 8.3 do PRORET. III.5 – SUBVENÇÃO 61. O Submódulo 8.5 do PRORET estabelece os procedimentos gerais a serem aplicados ao processo de definição da subvenção, a ser considerada nos valores de CDE, para compensar o impacto tarifário da reduzida densidade de carga do mercado de cooperativas de eletrificação rural, conforme estabelecido na Lei nº 13.360/2016. 62. O valor da subvenção será o resultado da diferença entre os custos e receitas associados aos ativos, consumidores e mercado anteriores da supridora e os novos valores com os ativos, mercado e consumidores da cooperativa, conforme ilustrado na figura abaixo.



Figura 1: Cálculo da Subvenção

63. O valor da subvenção é zero nos seguintes casos: (i) Caso o resultado da conta acima resulte em valores negativos; ou (ii) Caso a densidade de mercado (TUSD MWh/km rede) da cooperativa seja maior que a densidade da concessionária supridora. 64. Para a definição da subvenção, é observado o efeito na receita requerida de Parcela B na supridora após consideração dos ativos, mercado e unidades consumidoras da cooperativa frente o aumento de receita, também referente à Parcela B, em função do atendimento do novo mercado.

65. A Parcela B é composta em dois grupos principais: Custo Anual dos Ativos (CAA) e Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM).

66. Para a definição da CAA é necessário, inicialmente, a definição dos valores dos ativos da cooperativa. Para as cooperativas permissionárias, a valoração dos ativos segue a regra do Submódulo 8.1 do PRORET, ou seja, serão utilizados a quantidade de ativos e a depreciação contábil acumulada, enviados pela permissionária através de Laudo de Ativos, com data-base no último dia do sexto mês anterior ao mês da revisão tarifária da principal concessionária supridora. Exclusivamente para os ativos de Subestações em 69 kV e 138 kV, é utilizado o Banco de Preços de Referência ANEEL, aplicado no segmento de transmissão de energia elétrica e aprovado pela Resolução Homologatória nº 758/2009. 67. No caso do Custo de Administração, Operação e Manutenção – CAOM, este deve seguir os custos incorridos pela própria supridora. Assim, caso esta atendesse o novo mercado, somente perceberia um aumento incremental dos próprios custos em decorrência do atendimento desse novo mercado.

68. Para se definir a contrapartida do atendimento ao mercado, qual seja, a receita potencial que a supridora arrecadaria caso atendesse, será utilizado o mercado realizado pela cooperativa nos 12 meses anteriores ao processo de revisão da supridora multiplicado pelas tarifas atuais de FIO B, base econômica, da supridora. 69. Especificamente para o cálculo das tarifas iniciais das cooperativas a serem regularizadas, o cálculo da subvenção será realizado na data-base da supridora, utilizando-se os dados da cooperativa referentes ao ano base de 2015. Todos os valores deverão ser atualizados unicamente pelo IPCA. 70. A Tabela abaixo apresenta os valores de subvenção para cada cooperativa.



Tabela 7 – Densidade de Carga e Subvenção Cooperativa Principal

Supridora Densidade

Cooperativa Densidade Principal Supridora

Subvenção Anual (R$)

Data de Referência Subvenção

CERAL ARARUANA AMPLA 30,78 183,67 942.883,88 01/03/2018* CERCI AMPLA 29,23 183,67 3.894.796,79 01/03/2018* COOPERNORTE CEEE 23,23 141,81 2.569.994,53 Nov/17 COOPERSUL CEEE 9,41 141,81 7.093.280,39 Nov/17 CERSAD CELESC 58,77 138,92 547.717,82 Ago/17 COOPERZEM CELESC 33,23 138,92 1.522.134,95 Ago/17 CEGERO CELESC 218,3 138,92 alta densidade -- CODESAM CELESC 259,9 138,92 alta densidade -- ELETRORURAL COPEL 138,0 87,45 alta densidade -- CEMIRIM CPFL PTA 109,7 Revisão da supridora em 2018 -- CERVAM ELEKTRO 52,8 148,52 1.399.339 Ago/17 CERFOX RGE 13,9 Revisão da supridora em 2018 CERTHIL RGE 17,5 Revisão da supridora em 2018

*Valores projetados. 71. Ressalta-se que as cooperativas CEMIRIM, CERTHIL e CERFOX, não tiveram a subvenção calculada, pois a concessionária supridora passará por revisão tarifária apenas em 2018. Assim, a tarifa inicial não contemplará a subvenção, que será calculada e incorporada no primeiro reajuste tarifário da cooperativa, após a regularização. Já as cooperativas CERAL ARARUAMA e CERCI, cuja supridora AMPLA tem a revisão em março/2018, tiveram a subvenção calculada com base em valores projetados, uma vez que a revisão da AMPLA está em audiência pública. 72. Já as cooperativas CEGERO, CODESAM e ELETRORURAL não tiveram a subvenção calculada por terem densidade superior à da concessionária supridora e, portanto, não têm direito à subvenção. III.6 – CONTRATO DE PERMISSÃO 73. No processo de regularização de cooperativas como permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica podemos distinguir três marcos principais: i) homologação da área de atuação; ii) homologação das tarifas iniciais de suprimento; e iii) fornecimento e assinatura do contrato de permissão. 74. Portanto, para sua regularização, todas as etapas devem ser concluídas, sendo a assinatura dos contratos o passo posterior à definição de sua tarifa, e sua adesão ao ambiente regulado se dará quando seu Contrato de Permissão for assinado. 75. Dessa forma, como resultado final da Audiência Pública, serão fornecidos às cooperativas o contrato de permissão e as tarifas iniciais, após a análise final das contribuições. Caso não seja aceito o contrato ou as tarifas iniciais por alguma cooperativa, inicia-se o processo de declaração de utilidade pública da área anteriormente homologada. Posteriormente, a área deverá ser licitada ou incorporada pela supridora local, conforme decisão a ser analisada ainda pela ANEEL. 76. Por fim, são propostas as seguintes datas contratuais de reajuste/revisão para as cooperativas a serem regularizadas:



Tabela 8 – Datas Contratuais

Cooperativa Principal Supridora

Data de Reajuste da Supridora

Data Proposta de Reajuste da

Cooperativa CERSAM CELESC 22/ago 30/set CEGERO CELESC 22/ago 30/set CERCI AMPLA 15/mar 29/abr CERAL ARARUAMA AMPLA 15/mar 29/abr CEMIRIM CPFL PAULISTA 08/abr 29/mai CERFOX RGE 19/jun 30/jul CERVAM ELEKTRO 27/ago 30/set COOPERZEM CELESC 22/ago 30/set ELETRORURAL COPEL 22/jun 30/jul CERSAD CELESC 22/ago 30/set CERTHIL RGE 19/jun 30/jul COOPERSUL CEEE 22/nov 22/dez COOPERNORTE CEEE 22/nov 22/dez

77. Ressalta-se que o primeiro processo tarifário após a regularização será um reajuste tarifário, sendo que em 2018 ele só deverá ocorrer caso o contrato seja assinado em até 45 dias antes da data contratual, apresentada na tabela acima. III.7 – RESULTADOS 78. No Anexo I são apresentados os resultados das tarifas iniciais para todas as cooperativas passíveis de regularização. 79. A tabela abaixo apresenta o comparativo entre a tarifa da cooperativa e de sua supridora.

Tabela 9 – Comparativo de Tarifas Cooperativa x Supridora

Cooperativa Principal Supridora

B1 supridora

B1 cooperativa

CERAL ARARUANA AMPLA 512,00 656,69 CERCI AMPLA 512,00 603,21

COOPERNORTE CEEE* 505,42 550,20 COOPERSUL CEEE* 505,42 505,42

CERSAD CELESC 459,85 472,76 COOPERZEM CELESC 459,85 499,88

CEGERO CELESC 459,85 459,85 CODESAM CELESC 459,85 459,85

ELETRORURAL COPEL 441,00 441,00 CEMIRIM CPFL PAULISTA 404,00 402,54 CERVAM ELEKTRO 488,19 545,53 CERFOX RGE 434,00 658,00 CERTHIL RGE 434,00 497,25



80. A Figura 2 apresenta as tarifas propostas (B1 – Residencial) para as cooperativas a serem regularizadas em comparação com as tarifas vigentes das cooperativas permissionárias. Observa-se claramente que estão coerentes com os níveis praticados pelas cooperativas regularizadas. Enquanto a média das tarifas das permissionárias está em 498 R$/MWh, a média das tarifas iniciais das cooperativas ficou em 519 R$/MWh.

Figura 2: Comparativo de Tarifas

81. Ressalta-se que as cooperativas deverão encaminhar como contribuição formal à Audiência Pública o pleito final referente ao valor da Parcela B, observando o limite estabelecido na Tabela 3 acima, com o devido relatório fundamentando o pleito. 82. Conjuntamente com o relatório deve ser encaminhada uma cópia digital do Ato de deliberação da Assembleia que aprovou os valores pleiteados ou, caso haja delegação do Estatuto Social aos gestores da cooperativa, documento contendo a assinatura dos responsáveis pelo encaminhamento do pleito. 83. Por fim, propõe-se a alteração na Resolução Normativa nº 205/2005, de forma a adequar a metodologia de cálculo das tarifas iniciais para o enquadramento de cooperativas de eletrificação rural, como permissionária de serviço público de distribuição de energia elétrica, a partir de 2018, conforme a seguir:

“Art. 13 ... § 8º Para as cooperativas de eletrificação rural a serem regularizadas a partir de janeiro de 2018, a ANEEL utilizará a metodologia de revisão tarifária periódica vigente para fixação das tarifas iniciais, observando: I – O limite de Parcela B será 20% superior ao valor calculado pela metodologia de revisão tarifária, definida no Submódulo 8.1 do PRORET, devendo a cooperativa formalizar o pleito; II – Para as cooperativas com tarifa inicial “B1 – Residencial” resultante superior à da supridora, serão mantidos os descontos vigentes na TE e TUSD, devendo ser reduzido nos processos



tarifários seguintes conforme regra disposta no Submódulo 8.5 do PRORET. Caso a tarifa inicial “B1 – Residencial” resulte inferior à da supridora, os descontos serão reduzidos até que seja atingida a tarifa da supridora; III – A subvenção para compensar a reduzida densidade de carga, conforme Submódulo 8.5 do PRORET, será calculada para as cooperativas cuja principal concessionária supridora tenha passado por revisão periódica a partir de janeiro de 2015. Para os demais casos, a subvenção será calculada no processo tarifário seguinte à definição da tarifa inicial; IV – As perdas de energia serão calculadas pela diferença entre fornecimento e suprimento. Caso não seja possível o cálculo em função da qualidade dos dados, será adotado um valor de referência, com base na média das cooperativas permissionárias, já regularizadas. O valor máximo reconhecido estará limitado a 13,89%.”

84. Por fim, em decorrência da aplicação da versão então vigente do Submódulo 8.1 do PRORET às Revisões Tarifárias Periódicas das Permissionárias, constatou-se:

Na legenda da Tabela 13, do item 5.4.4. (Banco de Preços e Índices de Atualização), a necessidade de informar a fonte referencial de todos os índices utilizados para a atualização do Banco de Preços, conforme relação a seguir:

Legenda: IPCA: Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IBGE); INCC: Índice Geral (Índice Nacional de Custo da Construção - FGV); BMP 28: IPA - Produtos Industriais (Borracha e Material Plástico - FGV); PMNM 29: IPA - Produtos Industriais (Produtos de Minerais Não Metálicos - FGV); MB 30: IPA - Produtos Industriais (Metalurgia Básica - FGV); PDM 31: IPA - Produtos Industriais (Produtos de Metal - FGV); MEQS 32: IPA – Produtos Industriais (Máquinas e equipamentos - FGV); ME 34: IPA - Produtos Industriais (Máquinas, Aparelhos e Materiais Elétricos - FGV); FSO: Insumos (Ferro ou Aço Silício - ABINEE); OIL: Insumos (Óleo Mineral Isolante, AV70 - ABINEE); AL: Insumos (Alumínio - LME); CU: Insumos (Cobre - LME).

No ANEXO II (Banco de Preços Referenciais – Valores por Módulos), inconsistências nas fórmulas de valoração dos Transformadores de Força de Subestações, quanto ao sinal matemático associado à constante K. A título exemplificativo, indica-se, na tabela a seguir, a natureza de tais inconsistências.

Módulo Precificação

(modelo) Precificação consistente

Precificação inconsistente

TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO -

34,5/13,8kV

y = x2 x K y = 86,83.MVA2 40.509,16.MVA 24.077,25

y = 86,83.MVA2 40.509,16.MVA 24.077,25

85. Destaque-se, contudo, que a inconsistência indicada não interferiu nas valorações das Bases de Remuneração Regulatórias homologadas nos processos das Permissionárias que passaram por revisão tarifária periódica, uma vez que a planilha de cálculo (SISBASE-P) contém as fórmulas de precificação consistentes, conforme tabela anterior.



IV – DO FUNDAMENTO LEGAL 86. O inciso IV do art. 15 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, estabelece que as tarifas máximas do serviço público de energia elétrica serão fixadas em ato específico da ANEEL, que autorize a aplicação de novos valores, resultantes de revisão ou de reajuste, nas condições do respectivo contrato. 87. O inciso X do art. 4° do Anexo I do Decreto n° 2.335, de 06 de outubro de 1997, estabelece a competência da ANEEL para atuar nos processos de definição e controle de preços e tarifas. 88. O art. 3° da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 2004, com a redação dada pelo art. 9° da Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004, estabelece incumbência da ANEEL para homologar as tarifas de energia elétrica na forma da mencionada Lei.

89. O art. 1º do Decreto nº 6.160, de 20 de julho de 2007 define que enquadramento da cooperativa de eletrificação rural, como permissionária de serviço público de distribuição de energia elétrica, será implementado nos termos estabelecidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. V – DA CONCLUSÃO 90. Com base nos fatos apresentados e na metodologia descrita nesta Nota Técnica, entende-se que os resultados finais se mostraram coerentes e que podem permitir o enquadramento das cooperativas de eletrificação rural, aqui definidas, como permissionária de serviço público de distribuição de energia elétrica, será implementado. 91. Essa ação contribui no sentido de consolidação da regulação do setor elétrico, em especial no seguimento de distribuição, uniformizando o tratamento às diversas cooperativas existentes.



VI – DA RECOMENDAÇÃO 92. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a abertura de Audiência Pública para discussão das tarifas iniciais das cooperativas passíveis de regularização como permissionárias de distribuição de serviço público de energia elétrica.

De acordo,

ANA LÚCIA DE ANDRADE PASSOS Especialista em Regulação

CECÍLIA MAGALHÃES FRANCISCO Especialista em Regulação

MARCELO HLEBETZ DE SOUZA Especialista em Regulação

ROBSON KUHN YATSU Especialista em Regulação

CLAUDIO ELIAS CARVALHO

Superintendente Adjunto de Gestão Tarifária JESUS ROBERTO FERRER DE FRANCESCO

Especialista em Regulação

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Gestão Tarifária

IVO SECHI NAZARENO Superintendente de Concessões, Permissões e

Autorizações de Transmissão e Distribuição



ANEXOS

TARIFAS INICIAIS

nota técnica nº 375-sgt-sct regularização...a nota técnica é um documento emitido pelas...

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