Modelo de AIR - SGT - Tarifa-Binômia



## **Tarifa Binômia Modelo Tarifário do Grupo B** 

## Relatório de Análise de Impacto Regulatório nº 02/2018-SGT/SRM/ANEEL 

Anexo da Nota Técnica nº 277/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018 Processo nº 48500.000858/2018-05 

Superintendência de Gestão Tarifária – SGT Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado – SRM 

Brasília, 12/12/2018 – Versão nº 1 - Pré-Participação Pública 

Fl. 2 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

## **Sumário Executivo** 

Para os consumidores de energia elétrica de pequeno porte, conectados em baixa tensão, o valor monetário da fatura de energia elétrica depende unicamente da quantidade de energia elétrica consumida. Quanto maior o consumo de energia maior a fatura, quanto menor o consumo, menor a fatura. A esse modelo tarifário dá-se o nome de tarifa monômia volumétrica. Monômia, pois tem um único valor de tarifa e volumétrica, pois depende do volume de energia consumida. Por ter uma única tarifa, e o valor da fatura depender apenas da quantidade de energia consumida, esse modelo é de fácil entendimento pelos consumidores e também de simples implementação, pois exige um medidor que apenas totalize a energia consumida ao longo do tempo. 

Contudo, no setor elétrico existem diversos custos que não dependem da quantidade de energia elétrica consumida e produzida. Os equipamentos e as redes são investimentos com visão de longo prazo, pela sua natureza discreta quanto a capacidade que pode ser atendida, por exemplo, por uma nova subestação, o que leva a possibilidade de atendimento das exigências atuais e futuras de novos consumidores e acréscimos de mercado dos consumidores existentes. Estando em operação, o custo destes equipamentos na prestação do serviço apresenta pouca variação, não guardando relação direta e linear com o consumo dos consumidores atendidos. Nesta visão, podemos entender que existem custos que podem ser considerados fixos no curto prazo. 

O estudo apresentado nesta AIR tem o foco no modelo tarifário aplicado ao grupo B. No atual modelo tarifário aplicado aos consumidores residências e comerciais, industriais e rurais de pequeno porte, existe o custo de disponibilidade, valor mínimo que dever ser pago pelos consumidores por estarem conectados ao sistema, com o objetivo de ressarcir as empresas pela disponibilização dos equipamentos e sistemas. 

O atual cenário demonstra cada vez mais a importância da gestão de energia pelos consumidores. Gestão de energia pode se traduzir pelo conjunto de ações e técnicas de eficiência energética (uso de equipamentos mais eficientes, como no caso das lâmpadas de LED), substituição energética (troca de chuveiros elétricos, por sistemas de aquecimento a gás ou solar, por exemplo), autoprodução de energia (geração distribuída fotovoltaica) e ações administrativas (escolha da melhor modalidade tarifária, no caso, a Tarifa Branca, por exemplo). 

O problema é que o atual modelo tarifário monômio e volumétrico não convive harmoniosamente com gestão de energia. Por mais que o consumidor, individualmente, perceba um incentivo econômico significativo para implementação de ações de gestão de energia que resulte em redução do seu consumo e, por consequência, da sua fatura de energia elétrica, dadas as características de alguns dos custos não variarem no curto prazo, há uma transferência desses custos fixos necessários para o funcionamento dos sistemas de distribuição entre todos os consumidores, ou ainda, resultam em perdas financeiras para as distribuidoras. 

A transferência de custos surge, em um primeiro momento, como a diminuição da fatura do consumidor, que deixa de pagar determinados custos do sistema, o que leva a perdas financeiras para as distribuidoras. Em um segundo momento (no próximo processo tarifário ou na revisão tarifária conforme a natureza de cada custo), os custos de natureza fixa no curto prazo são repassados para os demais consumidores. Se o mercado da distribuidora não apresenta crescimento significativo, essa transferência de custos resultará em aumento real da tarifa. 

Esta situação se traduz em risco potencial para o setor, distribuidoras e consumidores, quando se vislumbra uma mudança de comportamento dos consumidores: aumento da posse e uso de equipamentos para 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 3 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

melhoria do conforto, em especial conforto térmico; eletrificação dos meios de transporte de pequena escala (veículos elétricos); inserção da geração distribuída; e eficiência energética. Esta nova realidade, somada a outras inovações como o armanezamento de energia, mudam o papel da distribuidora que, além de disponibilizar o sistema, deve prestar serviços adicionais para adequado funcionamento do sistema com o nível de qualidade exigido. 

Por mais que os impactos associados à gestão de energia não sejam atualmente um problema relevante, é salutar a avaliação presente e a possibilidade de impactos futuros, mitigando riscos e barreiras na evolução tecnológica, bem como para a evolução sustentável e equilibrada do setor em suas diversas vertentes. Os desafios devem não apenas ser superados quando se tornam problemas, mas antevistos para que as melhores condições de soluções sejam criadas. 

Face aos desafios, foi proposta atividade na Agenda Regulatória da ANEEL para o biênio 2018/2019, de se estudar o Modelo Tarifário aplicado ao grupo B para subsidiar nova regulamentação no horizonte de dezembro de 2019. 

Balizado neste conceito, é necessária a análise dos custos que de que compõe a tarifa de energia para identificar quais custos, e a escala que os classificariam com a característica de custos fixos. Na sequência, deve-se avaliar qual a melhor forma de cobrança de cada componente de custo. 

A Tarifa Binômia será resultado deste estudo: uma tarifa com uma parcela fixa e outra proporcional ao consumo de energia. A parcela fixa têm como característica uma menor variação com o consumo de energia ao longo do tempo, resultando em uma receita fixa. 

Uma mudança no modelo de faturamento dos consumidores de baixa tensão é um processo sensível, abrangente e impacta a maioria das unidades consumidoras do Brasil e possui um custo de implementação não desprezível. A proposta ora em discussão afeta todas as distribuidoras de energia elétrica, concessionárias e permissionárias, bem como **89%** das unidades consumidoras do Brasil: **73** milhões de unidades consumidoras residências, rurais, comerciais e industriais de pequeno porte. Pela sua característica, a Iluminação Pública estaria excluída do estudo. Quanto aos consumidores residenciais pertencentes a subclasse Baixa Renda, existem dúvidas sobre a possibilidade de aplicação diante do atual arcabouço legal, que deverão ser dirimidas na continuidade dos estudos sobre a matéria. 

Diante do custo de oportunidade de rediscussão do modelo tarifário aplicado ao grupo B, somado aos critérios clássicos de definição de modelos tarifários balisados pela busca da eficiência alocativa e produtiva, a sustentabilidade e a equidade, é oportuno extrapolar a discussão para outros aspectos. Por essa razão, é apresentada uma proposta para diferenciação da tarifa dada a percepção dos consumidores da qualidade do serviço prestado pelas distribuidoras. 

Em síntese, o estudo consubstanciado neste Relatório de Análise de Impacto Regulatório - AIR busca 

responder três perguntas: 

1. O que é deve ser considerado como custo fixo? 

2. Como cobrar os custos fixos? 

3. A tarifa deve ser diferenciada pela qualidade do serviço prestado? 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 4 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

Nessa AIR foram avaliados três formas de consideração da Parcela B (receita regulatória da distribuidora) como custo fixo, em um eixo de análise (questão 1), bem como 6 alternativas de alocação e faturamento dessa parcela fixa na tarifa dos consumidores, no outro eixo de análise (questão 2). Entre as alternativas, uma contempla a variável qualidade para definição da tarifa (questão 3). 

Os estudos buscam trazer uma avaliação qualitativa, simulações e análise de diversas alternativas, na busca de fomentar a discussão no desafio de aprimoramento no modelo tarifário aplicado ao grupo B. 

Ainda que exiga conhecimento do setor elétrico, o texto do Relatório de AIR evita o uso de expressões complexas, na busca de trazer uma compreensão do assunto para toda a sociedade. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

## Fl. 5 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

## **Conteúdo** 

1. Problema regulatório ................................................................................................................................................. 8 1.1 Premissas de modelos tarifários ....................................................................................................................... 11 1.2 Separação entre produto e serviço ................................................................................................................... 13 1.3 Receita da distribuidora atrelada ao consumo de energia elétrica .................................................................... 14 1.4 Gestão de Energia ............................................................................................................................................ 15 1.5 Inovações disruptivas ....................................................................................................................................... 18 1.6 A Granularidade das Tarifas ............................................................................................................................. 19 1.7 O Custo de Disponibilidade .............................................................................................................................. 21 1.8 Dicotomias ........................................................................................................................................................ 22 1.9 Resumo ............................................................................................................................................................ 22 2. Atores ou grupos afetados ...................................................................................................................................... 23 3. Base legal ............................................................................................................................................................... 24 4. Justificativas para a necessidade de intervenção e objetivos pretendidos pela Agência ........................................ 25 5. Objetivos ................................................................................................................................................................. 25 6. Experiência nacional e internacional ....................................................................................................................... 26 7. Participação pública ................................................................................................................................................ 27 7.1  Consulta Pública nº 002/2018 .......................................................................................................................... 27 7.2  Reunião Técnica: Infraestrutura de medição ................................................................................................... 28 7.3  Reunião Técnica: Especialistas em estrutura tarifária ..................................................................................... 28 7.4  Reunião Técnica: Associações usuárias do sistema de distribuição ............................................................... 29 7.5  Reunião Técnica: Proposta CPFL para tarifação binômia ............................................................................... 30 8. Alternativas consideradas para enfrentamento do problema regulatório ................................................................ 31 8.1 Impactos das Alternativas ..................................................................................................................................... 37 8.2 Comparação das Alternativas ............................................................................................................................... 62 9. Acompanhamento e fiscalização ............................................................................................................................. 77 10. Alterações em regulamentos ................................................................................................................................. 77 11. Vigência

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## Fl. 6 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

## **Lista de Figuras** 

Figura 1: Modelo de faturamento do grupo B ................................................................................................................ 8 Figura 2: Exemplo de Relatório desenvolvido para esclarecimentos sobre as tarifas residenciais ............................. 10 Figura 3: Universo de unidades consumidoras abrangidas pela análise ..................................................................... 23 Figura 4: Tipo de tarifa nos países estudados ............................................................................................................ 27 Figura 5: Percentuais de alocação da Parcela B por Distribuidora ............................................................................. 33 Figura 6: Eixos de análise e matriz de cenários (abcissa: características dos custos e ordenada: modelos de alocação e faturamento) .............................................................................................................................................. 33 Figura 7: Histograma de impacto na fatura para a Alternativa 1 ................................................................................. 41 Figura 8: Menor impacto na fatura para a Alternativa 1 (consumos para monofásico a partir de 67 kWh, bifásico a partir de 111 kWh e trifásicos a partir de 222 kWh)..................................................................................................... 42 Figura 9: Maior impacto na fatura para a Alternativa 1 (consumos para monofásico até 30 kWh, bifásico até 50  e trifásico até 100 kWh) ................................................................................................................................................. 42 Figura 10: Reta tarifária da Alternativa 1 sobre estrutura de custos ‘Média’ ............................................................... 42 Figura 11: Histograma de impacto na fatura para a Alternativa 2 ............................................................................... 43 Figura 12: Menor impacto na fatura para a Alternativa 2 (consumo 0 kWh trifásico) .................................................. 43 Figura 13: Maior impacto na fatura para a Alternativa 2 (consumo de 30 kWh monofásico) ...................................... 43 Figura 14: Reta tarifária para consumidores monofásicos na Alternativa 2 ................................................................ 44 Figura 15: Reta tarifária para consumidores bifásicos na Alternativa 2 ....................................................................... 44 Figura 16: Reta tarifária para consumidores trifásicos na Alternativa 2 ...................................................................... 45 Figura 17: Histograma de impacto na fatura para a Alternativa 3 ............................................................................... 46 Figura 18: Maior queda na fatura para a Alternativa 3 ................................................................................................ 46 Figura 19: Maior aumento na fatura para a Alternativa 3 ............................................................................................ 46 Figura 20: Reta Tarifária para consumidores monofásicos na Alternativa 3 ............................................................... 47 Figura 21: Histograma de impacto na fatura para a Alternativa 4a ............................................................................. 48 Figura 22: Maior queda na fatura para a Alternativa 4a .............................................................................................. 49 Figura 23: Maior aumento na fatura para a Alternativa 4a .......................................................................................... 49 Figura 24: Reta tarifária para consumidores monofásicos na Alternativa 4a .............................................................. 49 Figura 25: Histograma de impacto na fatura para a Alternativa 4b (média dos últimos 12 meses) ............................. 50 Figura 26: Maior queda na fatura para a Alternativa 4b .............................................................................................. 50 Figura 27: Maior aumento na fatura para a Alternativa 4b .......................................................................................... 50 Figura 28: Reta tarifária para consumidores monofásicos na Alternativa 4b .............................................................. 51 Figura 29: Reta tarifária ampliada para consumidores monofásicos na Altrnativa 4b ................................................. 51 Figura 30: Histograma de impacto na fatura para a Alternativa 5 ............................................................................... 52 Figura 31: Influência do fator de carga no faturamento ............................................................................................... 52 Figura 32: Reta tarifária para consumidores monofásicos na Alternativa 5 – FC = 14%............................................. 53 Figura 33: Comparativo de medição de demanda de consumidores .......................................................................... 54 Figura 34: Comparativo da janela de integralização das medições ............................................................................ 55 Figura 35: Histograma de impacto na fatura para a Alternativa 6base ........................................................................ 57 Figura 36: Maior queda na fatura para a Alternativa 6base ........................................................................................ 57 Figura 37: Maior aumento na fatura para a Alternativa 6base .................................................................................... 57 Figura 38: Reta tarifária para consumidores monofásicos da localidade 2 na Alternativa 6base ................................ 58 Figura 39: Histograma de impacto na fatura para a Alternativa 6a ............................................................................. 59 Figura 40: Maior queda na fatura para a Alternativa 6a

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## Fl. 7 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

Figura 41: Maior aumento na fatura para a Alternativa 6a .......................................................................................... 59 Figura 42: Reta Tarifária para consumidores monofásicos da localidade 2 na Alternativa 6a .................................... 60 Figura 43: Histograma de impacto na fatura para a Alternativa 6d ............................................................................. 61 Figura 44: Maior queda na fatura para a Alternativa 6d .............................................................................................. 61 Figura 45: Maior aumento na fatura para a Alternativa 6d .......................................................................................... 61 Figura 46: Reta tarifária para consumidores monofásicos da localidade 2 na Alternativa 6d ..................................... 62 Figura 47: Reta tarifária ampliada para consumidores monofásicos da localidade 2 na Alternativa 6d ...................... 62 Figura 48: Análise Pictórica das alternativas

## **Lista de Tabelas** 

Tabela 1: Dados de clientes e mercado da Distribuidora D ........................................................................................ 11 Tabela 2: Dados do processo tarifário Ano 0 .............................................................................................................. 17 Tabela 3: Faturamento da Distribuidora entre os processos tarifários ........................................................................ 17 Tabela 4: Tarifa no ano seguinte ................................................................................................................................. 17 Tabela 5: Experiência internacional com tarifas multi-partes ...................................................................................... 26 Tabela 6: Padrões de Estrutura de Custos ................................................................................................................. 39 Tabela 7: Dados ajustados utilizados na análise ........................................................................................................ 40 Tabela 8: Informações relacionadas ao número de fases ........................................................................................... 40 Tabela 9: resultados da atualização da franquia mínima ............................................................................................ 41 Tabela 10: Estimativa de impacto da substituição de medidor .................................................................................... 53 Tabela 11: faixas de consumo dos subcenários

## **Lista de Quadros** 

Quadro 1: Composição da tarifa ................................................................................................................................... 9 Quadro 2: Características do modelo tarifário volumétrico aplicado ao grupo B ......................................................... 22 Quadro 3: Resumo das Alternativas ........................................................................................................................... 36 Quadro 4: Critério de faturamento das componentes. ................................................................................................. 37 Quadro 5: Análise da Alternativa 0 – Atual .................................................................................................................. 65 Quadro 6: Análise da Alternativa 1 – Atualização Franquia Mínima............................................................................ 66 Quadro 7: Análise do Cenário 2 – Custo Comercial por UC ....................................................................................... 68 Quadro 8: Análise do Cenário 3 base– Custo Fixo ..................................................................................................... 69 Quadro 9: Análise da Alternativa 4 – Custo Fixo Diferenciado .................................................................................... 71 Quadro 10: Análise da Alternativa 5 - Demanda ......................................................................................................... 73 Quadro 11: Análise da Alternativa 6d - Faixa e Qualidade

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Fl. 8 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

## **1. PROBLEMA REGULATÓRIO** 

1. A delimitação de um problema[1] é etapa extremamente importante. Deve ser realizada avaliando-se não apenas o curto prazo, mas também a capacidade desse problema em afetar futuramente o desenvolvimento do setor elétrico. Os desafios devem não apenas serem superados quando se tornam problemas, mas antevistos para que as melhores condições de soluções sejam criadas. 

2. As unidades consumidoras de energia elétrica conectadas em baixa tensão, pertencentes ao grupo B[2] são faturadas por uma tarifa volumétrica (expressa em R$/KWh) proporcional ao consumo de energia. Nesse modelo tarifário, quanto maior o consumo de energia elétrica, maior a fatura do consumidor e maior a receita transferida para o setor elétrico. No oposto, quanto menor o consumo menor a fatura e menor a receita. 

3. Outra característica do faturamento dos consumidores de baixa tensão é a existência do custo de disponibilidade[3] , que visa atribuir um valor mínimo a ser pago pelos consumidores por estarem conectados ao sistema elétrico. O valor do custo de disponibilidade mensal varia de acordo com a quantidade de fases existentes na conexão da unidade consumidora, monofásica, bifásica ou trifásica, sendo o valor monetário correspondente, respectivamente, a quantidade de energia de 30 kWh, 50 kWh ou 100 kWh. Como o nome indica, esta franquia mínima de consumo têm o objetivo de sinalizar o preço da disponibilidade do sistema, ou seja, o valor a ser pago pelo serviço de disponibilização do sistema para a unidade consumidora, independente se houve consumo de energia elétrica no período. 

4. A Figura 1 ilustra graficamente o modelo tarifário aplicado aos consumidores conectados do grupo B. Há uma relação linear entre o consumo medido em kWh e o valor da fatura. 

**Figura 1: Modelo de faturamento do grupo B** 

> 1 _“A clever person solves a problem. A wise person avoids it.”_ ― Albert Einstein. 2 Unidades consumidoras pertencentes ao grupo B, conectadas em tensão inferior a 2,3 kV. 3 Apesar de ser denominado custo de disponibilidade, na verdade institui uma franquia mínima de consumo. 

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Fl. 9 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

5. A tarifa de energia elétrica é composta por diversos componentes tarifários que refletem os custos de operação, manutenção e investimentos de toda a cadeia (geração, transmissão e distribuição), custos intrínsecos do setor elétrico como perdas elétricas, e encargos setoriais que visam custear políticas públicas e outras obrigações do de natureza pública. 

6. No Quadro 1 apresentam-se os componentes tarifários que compõem as tarifas TUSD – Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição e a TE – Tarifa de Energia. A primeira está atrelada à prestação do serviço necessário para o consumo de energia elétrica (disponibilização, manutenção e operação da infraestrutura do setor elétrico) e a segunda, em grande medida, corresponde ao produto (energia) utilizada pelo consumidor final. 

**----- Start of picture text -----**<br>
Tarifa<br>TUSD TE<br>Perdas Energia Perdas<br>Encargos Encargos<br>Transporte Transporte<br>Fio A Fio B Técnicas Receitas  TFSEE ONS P&D_EE CDE Proinfa Itaipu Transporte  RB Itaipu Cativo CFURH ESS/EER P&D_EE CDE<br>Perdas RB/D Não Técnicas Irrecuperáveis RB Mercado<br>CUSD<br>Fronteira<br>Conexão D Conexão T<br>Rede Básica<br>**----- End of picture text -----**<br>

**Quadro 1: Composição da tarifa** 

7. Com intuito de facilitar o entendimento sobre a situação das tarifas atuais, a representatitivade de cada componente tarifária no valor final da tarifa, criou-se relatórios em plataforma digital que serão disponibilizados no ambiente da Audiência Pública e no site da ANEEL. Na Figura 2 apresenta-se uma tela de um dos relatórios desenvolvidos. 

- O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 10 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

**Figura 2: Exemplo de Relatório desenvolvido para esclarecimentos sobre as tarifas residenciais** 

8. A tarifa apresentada é a tarifa de aplicação (formada por custos econômicos e financeiros), sem impostos estaduais e municipais, para os consumidores residenciais, subgrupo B1. O relatório contempla somente o subgrupo B1, sendo as tarifas dos demais subgrupos do grupo B, (subclasse rural, comercial, industrial, iluminação pública, etc) proporcionais à tarifa residencial. 

9. O modelo tarifário aplicado à baixa tensão, volumétrico, sem distinção horária, é de simples entendimento pelo consumidor e apresenta o mais baixo dos custos para um modelo tarifário. A infraestrutura necessária, baseada em um medidor de energia apresenta baixo custo e de domínio do setor, o que também ocorre para os custos associados aos processos comerciais. 

10. Desde o início de 2018, consumidores de baixa tensão (com exceção da iluminação pública e dos consumidores residenciais da subclasse Baixa Renda) podem optar pela modalidade tarifária branca[4] : uma tarifa volumétrica horária, em R$/MWh, com distinção do valor em três postos tarifários (ponta, intermediário e fora ponta). 

11. Contudo, frente a novos desafios do setor elétrico, deve-se avaliar a pertinência da manutenção do modelo tarifário vigente. 

12. Na sequência passa-se a caracterizar o atual modelo tarifário da baixa tensão. Antes, são apresentadas algumas premissas que os modelos tarifários devem observar. 

> 4 Modelo conhecido como Tarifa por Hora de Utilização, “Time Of Use – TOU” 

> * O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 11 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

## **1.1 Premissas de modelos tarifários** 

13. A literatura sobre regulação econômica de infraestrutura constantemente relata que a estrutura tarifária deve: _i)_ garantir a recuperação, via tarifa, da receita regulatória definida; e _ii)_ emitir sinais econômicos para os agentes do respectivo setor. Essas características não são premissas de um modelo tarifário, mas sim consequências de uma estrutura tarifária bem desenhada. 

## **CAIXA 1: Distribuidora fictícia** 

Com intuito de facilitar o esclarecimento dos problemas elencados, optou-se por considerar uma distribuidora fictícia, que atende apenas clientes de baixa tensão, com as seguintes características constantes na Tabela 1. Essa distribuidora foi definida com base nos dados das unidades consumidoras que fizeram parte da campanha de medidas da Cemig-D, encaminhadas à ANEEL na revisão tarifária dessa distribuidora no ano de 2018. 

||**Tabela 1: Dados de clientes e mercado da Distribuidora D**<br>**Consumidores**<br>**Nº de Unidades**<br>**Consumidoras**<br>**Energia Consumida**<br>**(kWh ano)**<br>**Energia Faturada**<br>**(kWh ano)**<br>**Residencial**<br>568<br>1.989.495,00<br>2.001.575,00<br>**Rural**<br>455<br>8.881.600,00<br>8.902.493,00<br>**Industrial**<br>161<br>13.587.952,00<br>13.592.840,00<br>**Comercial**<br>441<br>12.219.782,00<br>12.259.452,00<br>**Serviço Público**<br>142<br>8.219.553,00<br>8.221.932,00<br>**Total**<br>**1.767**<br>**44.898.382,00**<br>**44.972.292,00**|**Tabela 1: Dados de clientes e mercado da Distribuidora D**<br>**Consumidores**<br>**Nº de Unidades**<br>**Consumidoras**<br>**Energia Consumida**<br>**(kWh ano)**<br>**Energia Faturada**<br>**(kWh ano)**<br>**Residencial**<br>568<br>1.989.495,00<br>2.001.575,00<br>**Rural**<br>455<br>8.881.600,00<br>8.902.493,00<br>**Industrial**<br>161<br>13.587.952,00<br>13.592.840,00<br>**Comercial**<br>441<br>12.219.782,00<br>12.259.452,00<br>**Serviço Público**<br>142<br>8.219.553,00<br>8.221.932,00<br>**Total**<br>**1.767**<br>**44.898.382,00**<br>**44.972.292,00**|**Tabela 1: Dados de clientes e mercado da Distribuidora D**<br>**Consumidores**<br>**Nº de Unidades**<br>**Consumidoras**<br>**Energia Consumida**<br>**(kWh ano)**<br>**Energia Faturada**<br>**(kWh ano)**<br>**Residencial**<br>568<br>1.989.495,00<br>2.001.575,00<br>**Rural**<br>455<br>8.881.600,00<br>8.902.493,00<br>**Industrial**<br>161<br>13.587.952,00<br>13.592.840,00<br>**Comercial**<br>441<br>12.219.782,00<br>12.259.452,00<br>**Serviço Público**<br>142<br>8.219.553,00<br>8.221.932,00<br>**Total**<br>**1.767**<br>**44.898.382,00**<br>**44.972.292,00**|**Tabela 1: Dados de clientes e mercado da Distribuidora D**<br>**Consumidores**<br>**Nº de Unidades**<br>**Consumidoras**<br>**Energia Consumida**<br>**(kWh ano)**<br>**Energia Faturada**<br>**(kWh ano)**<br>**Residencial**<br>568<br>1.989.495,00<br>2.001.575,00<br>**Rural**<br>455<br>8.881.600,00<br>8.902.493,00<br>**Industrial**<br>161<br>13.587.952,00<br>13.592.840,00<br>**Comercial**<br>441<br>12.219.782,00<br>12.259.452,00<br>**Serviço Público**<br>142<br>8.219.553,00<br>8.221.932,00<br>**Total**<br>**1.767**<br>**44.898.382,00**<br>**44.972.292,00**|
|---|---|---|---|---|
||**Consumidores**|**Nº de Unidades**<br>**Consumidoras**|**Energia Consumida**<br>**(kWh ano)**||
||**Residencial**|568|1.989.495,00|2.001.575,00|
||**Rural**|455|8.881.600,00|8.902.493,00|
||**Industrial**|161|13.587.952,00|13.592.840,00|
||**Comercial**|441|12.219.782,00|12.259.452,00|
||**Serviço Público**|142|8.219.553,00|8.221.932,00|
||**Total**|**1.767**|**44.898.382,00**|**44.972.292,00**|
||||||

14. Em setores de infraestrutura, caracterizada pelo monopólio natural, o regulador busca reproduzir os benefícios de um mercado competitivo: maximização do excedente total, eficiência alocativa e eficiência produtiva. Essas características são alcançadas em um mercado competitivo quando o preço é igual ao custo marginal. Matematicamente o problema de definição de preços em setores de infraestrutura é simples, ao definir o custo marginal, define-se a tarifa. Contudo, em mercados competitivos, o custo marginal é resultado de um processo de interação entre pessoas (físicas e jurídicas), alocação de recursos no curto (compras e vendas) e longo prazo (poupança e investimento). Aliado à essas características, outra característica dos mercados competitivos é a dinamicidade. 

15. Os modelos desenvolvidos para emular mercados competitivos e, assim, definir o custo marginal consideram bases objetivas para uma atribuição direta dos serviços ou produtos, e tal atribuição busca exatidão, sem sobras ou déficits. Contudo os modelos desenvolvidos ignoram a motivação, que rege os mercados competitivos. 

16. Assim, dadas as restrições citadas, os modelos desenvolvidos buscam critérios e métodos que sejam aceitos pelos diversos _stakeholders_ envolvidos (regulador, prestador do serviço e consumidores). Assim, tais modelos devem ser considerados justos, equitativos, exatos, precisos e razoáveis, e por fim, de comum entendimento. A forma 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 12 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

de medir se tais características estão sendo observadas é analisar se as partes envolvidas, cada qual com seu interesse respectivo, aceite voluntariamente a aplicação do método. 

17. Dessa lista de características surgem as premissas que regem os modelos tarifários aplicados aos setores de infraestrutura: 

- Sustentabilidade: as tarifas devem garantir um fluxo econômico e financeiro para o concessionário de infraestrutura que garanta a operação, manutenção e investimentos, adicionada uma margem de lucro; 

- Eficiência produtiva: estimular a produção dos bens e serviços ao menor custo possível; 

- Eficiência alocativa: as tarifas definidas devem discriminar os consumidores de modo proporcional ao custo de atendimento (do produto ou serviço) desses clientes; 

- Equidade: as tarifas não podem ser de tal forma que tornem impeditiva a entrada de novos consumidores, especialmente os com menor poder aquisitivo, de modo buscar a universalidade do serviço de infraestrutura. 

18. A estes, pode-se incluir restrições, como o objetivo do modelo aplicado não incentivar a substituição do atendimento como uma alternativa individual do consumidor (se tornar _off grid_ ou instalação de geração diesel). Outras restrições podem ser observadas como a infraestrutura necessária para a aplicação do modelo (por exemplo medidores eletrônicos, dados horários, etc). 

19. Por fim, deve-se atentar ao fato que, no setor de eletricidade, todos os modelos econômicos foram construídos com base na premissa que não é possível, economicamente, estocar o produto (energia). A variação do preço do produto não pode ser controlada (pelos produtores, consumidores, ou pelo governo) pela estocagem, sendo o custo de produção dependente das matérias primárias (água, gás, carvão) disponíveis para geração de energia a cada momento. 

20. Outra característica do setor elétrico, no tocante à prestação do serviço e que mantem relação com a primeira característica, é que a capacidade dos equipamentos é definida para atendimento da exigência máxima (demanda) esperada desse equipamento. Logo, a ociosidade média dos equipamentos e do sistema é considerável. Outro fato que explica esta condição são os investimentos serem discretizados de grande escala, que agregam maior capacidade ao sistema do que aquela considerada marginal (como exemplo, investimentos em uma subestação que atenderá a carga prevista para um horizonte de longo prazo). 

21. Com base nessas premissas e restrições, os modelos tarifários busca definir o custo marginal (de curto ou longo prazo), ou uma _proxy_ do seu valor como uma solução _second best_ (segunda melhor). Considerando que esses custos são insuficientes para a recuperação total da receita definida pelo regulador, se faz necessária a definição de um modo para complementar a receita. Existem vários critérios e formas para ajuste entre receita considerando os custos marginais e a receita regulatória. Os mais utilizados são o ajuste linear, os preços de Ramsey, parcela aditiva, ou ainda, subsídios. Assim, a tarifa é o resultado do custo marginal ajustado para recuperação da receita regulatória. 

22. Adota-se como mantra na definição das tarifas que os custos devem ser alocados de forma proporcional à fonte causadora deles, diminuindo assim as imprecisões dos modelos tarifários e tendo uma aceitável eficiência alocativa. 

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Fl. 13 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

23. Ademais, deve-se ter em mente que existe uma relação direta entre precisão na alocação de custos e dificuldade de compreensão do modelo principalmente pelos consumidores. Um modelo de grande complexidade, que utilize diversas variáveis de faturamento, dinâmico, que mudam de acordo com a variação de custo, apresentada muitas virtudes e propriedades, contudo, sua complexidade pode inibir a reação dos consumidores aos sinais. Ao não entender todos os aspectos, é natural não aceitar voluntariamente a aplicação do método, o que leva a necessidade de se considerar a capacidade de compreensão dos consumidores como norteador da complexidade aplicada. 

## **1.2 Separação entre produto e serviço** 

24. A separação da tarifa, em TUSD e TE, conforme Quadro 1 tem por objetivo demonstrar o preço do produto energia elétrica (TE) e do serviço de disponibilização do sistema (TUSD). 

25. Para que o consumidor final faça uso da energia elétrica, faz-se necessário um sistema de transporte da eletricidade, da central geradora até a unidade consumidora. Não há como dissociar o consumo do produto do uso do sistema de transporte. É uma condição intrínseca do setor elétrico que o usuário de energia elétrica também utiliza um serviço, o de transporte do produto. Dada a condição de monopólio natural, os sistemas de transmissão e distribuição de energia impedem a competição entre os agentes, impedindo opção de escolha pelo consumidor localizado em determinado local. 

26. No caso da geração de energia elétrica, do produto, é possível competição entre os agentes, uma vez que o produto comercializado é padronizado. A dissociação dos custos na tarifa garantem condições para permitir essa competição. Do ponto de vista co consumidor, a escolha atualmente está restrita para grandes consumidores, mas que poderá em um futuro ser expandida para todos os consumidores. 

27. No modelo brasileiro optou-se por arrecadar os encargos setoriais e perdas elétricas por meio das distribuidoras de energia elétrica, uma vez que a opção de escolha do fornecedor de energia elétrica é restrita às unidades consumidoras com determinadas características. 

28. As tarifas já refletem a separação do produto e do serviço desde 2003, mas para os consumidores finais constanta-se ainda a falta de domínio da informação. 

29. É comum encontrar nas discussões para abertura do mercado de energia para todos os consumidores, a afirmação de que é necessária uma mudança no modelo tarifário para permitir a ampliação do mercado livre, que permita separar o faturamento do serviço e da quantidade de energia elétrica consumida. Adotase ainda o argumento de que apenas é possível a comercialização de energia elétrica caso o faturamento do transporte de energia elétrica fosse proporcional à demanda faturada. 

30. Este entendimento repercutiu nos regulamentos da ANEEL e até 2011, os consumidores livres do grupo A só possuíam a modalidade tarifária horária azul[5] disponível para o seu faturamento. Caso o consumidor fosse da modalidade horária verde[6] , ao migrar para o mercado livre, deveria alterar sua modalidade tarifária. 

> 5 Observa uma demanda faturada para cada posto tarifário sendo a TUSD transporte integralmente cobrada em R$/kW 6 A TUSD transporte para o posto ponta é cobrada em R$/MWh 

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Fl. 14 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

31. O Módulo 7 do PRORET acabou com esse equívoco, permitindo que consumidores que participam do mercado livre escolham entre as modalidades tarifárias azul e verde, caso pertencentes aos subgrupos tarifários A3a e A4. 

32. Conclui-se o entendimento de que não é condição necessária para participação do mercado livre o faturamento do serviço de transporte proporcional à demanda. A condição necessária e já atendida, é a separação do preço do produto do preço do serviço (TUST e TE). 

## **1.3 Receita da distribuidora atrelada ao consumo de energia elétrica** 

33. O faturamento das distribuidoras referente aos consumidores do grupo B está atrelado à quantidade de energia que os clientes consomem. Ao atuar como principal arrecadadora econômica do setor elétrico, grande parte da sustentabilidade do setor elétrico depende da geração de caixa das distribuidoras, pois são elas que repassam os montantes monetários a outros agentes do setor (transmissoras, centrais geradoras), a instituições do setor (ANEEL, ONS) e a fundos e contas setoriais (CDE, PROINFA). 

34. Parte dessas obrigações são proporcionais ao consumo de energia elétrica, como, por exemplo, o custo da geração, repassado às centrais geradoras, ainda que exista uma diferença entre custo e faturamento resultado da diferença de preços: entre o preço dos contratos entre distribuidora e centrais geradoras, e o preço médio pago pelos consumidores via tarifa. Contudo, no próximo processo tarifário tal diferença, a maior ou a menor, é considerada e tratada no processo tarifário, por meio da neutralidade (que avalia faturamento e custo regulatório) e da Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA (que compara custo regulatório com o custo propriamente incorrido pela distribuidora). 

35. Por outro lado, alguns custos não possuem correlação com a quantidade de energia consumida dos consumidores da distribuidora. Como exemplo, temos a Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, encargo setorial que possui orçamento definido anualmente, para fazer frente a diversas obrigações e políticas setoriais. Juntamente com o orçamento são definidas as cotas anuais de cada distribuidora junto ao funto setorial. Desta forma, tal custo torna-se uma obrigação que independe da quantidade de energia consumida pelos consumidores ou da quantidade de consumidores. Caso o mercado diminua ou aumente, a obrigação se mantém, e no próximo processo tarifário é realizado o ajuste entre o custo definido e o faturado pela distribuidora. Contudo, ao contrário da energia para revenda citada acima, a diferença não se deve apenas à diferença de preço, mas também à variação de mercado. 

36. Porém, o componente tarifário mais sensível para as distribuidoras é a Parcela B, uma vez que para os demais componentes existem mecanismos de ajuste (CVA e neutralidade), que diminuem as diferenças entre receita e obrigações das distribuidoras. Na Parcela B, pelo modelo regulatório de preços adotado, _price cap_ , não há ajustes posteriores entre a receita regulatória pré-estabelecida, que deu origem à componente tarifária de Transporte Fio B, e a receita faturada pela distribuidora ao longo do ciclo tarifário. O reequilíbrio da Parcela B só ocorre em média a cada 4 ou 5 anos, nos processos de revisão tarifária, quando ela é novamente definida. 

37. O descasamento entre os custos de distribuição e a receita é natural do modelo de _price cap,_ sendo parte deste descasamento absorvido pelo Fator X que corrige a Parcela B a cada reajuste tarifário para apropriar os ganhos de produtividade da distribuidora. Assim, uma redução de mercado pode não gerar receita suficiente para cobrir os custos, mas por outro lado um aumento do mercado pode gerar receita mais do que o suficiente para recuperar os custos. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 15 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

38. Numa visão mais ampla, que contemple a formação da receita e construção da tarifa, pode-se entender que o real problema está no descasamento provocado pela forma de cobrança da receita que não possui aderencia a formação dos custos. Alguns custos não apresentam relação com a energia comercializada. O exemplo clássico são os custos de leitura e emissão de fatura. Os custos atrelados a essa atividade na sua essência independem do consumo, potência instalada ou classe dos consumidores. Torna-se desejável que tais custos fossem faturados da forma proporcional a sua causa. 

39. A análise deve buscar o aumento da eficiência alocativa e a melhoria dos sinais econômicos de modo que as tarifas reflitam mais adequadamente os custos e a forma como eles são gerados, seja regulatoriamente, contabilmente ou por meio de modelos que emulem a realidade. 

40. Olhando o contexto histórico, devido à restrição que perdurou pelo Decreto nº 62.724/68 até 2016, uma discussão mais aprofundada da natureza dos custos nunca foi realizada: 

_“Art 13. As tarifas a serem aplicadas aos consumidores do Grupo B serão, inicialmente, calculadas sob a forma binômia com uma componente de demanda de potência e outra de consumo de energia e serão fixadas, após conversão, para a forma monômia equivalente, admitindo-se o estabelecimento de blocos.”_ 

41. O Decreto 8.828, de 02 de agosto de 2016 revogou o supracitado artigo. 

## **1.4 Gestão de Energia** 

42. A gestão de energia contempla as ações de racionalização do uso, as avaliações de opções energéticas, e as ações administrativas para redução da fatura de energia. Na racionalização do uso incluem-se as práticas de eficiência energética e conservação de energia. Na análise das opções energéticas avaliam-se a substituição energética, troca de chuveiros elétricos por outra fonte primária – aquecimento a gás ou solar, a autoprodução de energia (local ou remota). Por fim, nas ações administrativas estão as análises referentes à contratação de demanda, avaliação das modalidades tarifárias, a troca do fornecedor de energia (mercado livre) e outras relacionadas ao faturamento da unidade consumidora. 

43. Dos citados, aqueles que reduzem o consumo de energia elétrica naturalmente se opõem aos objetivos das distribuidoras, uma vez que diminuem o seu faturamento. Num primeiro momento a redução de consumo só compromete o faturamento das distribuidoras, e num segundo momento são os demais consumidores que arcam com os custos não recuperados. Isso pois, componentes tarifárias com custo que não dependem do diretamente do consumo de energia não são alterados pela redução de consumo. Os custos não recuperados são então repassados para os demais consumidores no próximo processo tarifário via financeiro de neutralidade[7] , no caso dos itens de Parcela A, e quanto aos custos de Parcela B (distribuição), estes afetarão as tarifas dos demais consumidores na próxima revisão tarifária. Entre o momento de redução de consumo e o processo de revisão tarifária essa diferença fica a cargo da distribuidora. 

> 7 No caso dos itens de Parcela A. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 16 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

44. O mecanismo de _price cap_ adotado no Brasil sinaliza para que as distribuidoras se tornem mais eficientes, diminuindo custos médios de atendimento, prestação do serviço, manutenção e investimento. Contudo, dada a relação linear entre mercado e faturamento, as distribuidoras não têm incentivo para ações de eficiência energética. O atual modelo tarifário adotado para a baixa tensão não convive harmoniosamente com a gestão de energia. 

45. As ações de eficiência energética que as distribuidoras apoiam se limitam àquelas que diminuem as perdas não técnicas e a inadimplência, além das ações obrigatórias referentes ao Programa de Eficiência Energética[8] 

46. Na renovação dos Contratos de Concessão das distribuidoras, com fulcro na Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013, a subcláusula do aditivo contratual que versa sobre o Fator X insere a possibilidade de se contemplar os efeitos da eficiência energética nas tarifas. No entanto, o modelo tarifário vigente dificulta a eficácia desta possibilidade. 

47. Um exemplo dessa dificuldade ocorreu no Leilão de Eficiência Energética – Projeto Piloto em Roraima[9] , onde foi proposta uma solução para incentivar a participação da distribuidora e sua posição de apoio às ações de eficiência energética por meio de ajustes na sua receita regulatória, garantindo que o programa não comprometa a saúde econômica financeira da distribuidora. 

48. Assim, a discussão de custos fixos e variáveis hora proposto é relevante também no âmbito da eficiência energética com o enfoque da eliminação de barreiras para a participação da distribuidora no processo. 

49. Além disso, uma melhor eficiência alocativa mitiga os efeitos colaterais que as ações de eficiência energética provocam nos consumidores não eficientizados, que arcam coma transferência dos custos fixos não recuperadas pela tarifa monômia e volumétrica. Por outro lado, os consumidores que praticariam eficiência energética percebem uma diminuição na atratividade das ações de gestão de energia, uma vez que parcela da fatura (custos fixos) não será alterada. 

> 8 Mais informações em http://www.aneel.gov.br/programa-eficiencia-energetica 9 Tema da Consulta Pública nº 007/2018 e do Processo 48500.002044/2018-05 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

## Fl. 17 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

## **CAIXA 2: Impacto da gestão de energia** 

Na distribuidora fictícia emulamos uma receita regulatória para o respectivo mercado da Caixa 1, resultando nas tarifas conforme Tabela 2. 

Considerando que seus consumidores, todos ou parte, aplicam ações de gestão de energia (eficiência energética, geração distribuída, etc) e o mercado total diminuiu na ordem de 5%. O primeiro impacto é a redução do faturamento da distribuidora, em 5%. O efeito no faturamento seria linear nas componentes tarifárias, conforme Tabela 3. A Distribuidora teria uma redução de R$ 344.372,07 de faturamento em relação a receita regulatória de Parcela B. 

**Tabela 2: Dados do processo tarifário Ano 0** 

**Tabela 3: Faturamento da Distribuidora entre os processos tarifários** 

|Componentes<br>Tarifárias|Receita Regulatória<br>(R$)|Tarifa<br>(R$/kWh)||Componentes Tarifárias|Faturamento(R$)|
|---|---|---|---|---|---|
|||||Distribuição|6.543.069,36|
|Distribuição|6.887.441,43|0,153||||
|||||Transmissão|2.602.904,44|
|Transmissão|2.739.937,31|0,061||||
|||||Perdas|1.430.868,66|
|Perdas|1.506.177,54|0,033||||
|||||Encargos|3.589.362,90|
|Encargos|3.778.276,74|0,084||||
|||||Energia|8.303.315,85|
|Energia|8.740.332,48|0,194||||
|**Total**|**23.652.165,49**|**0,525**||**Total**|**22.469.557,21**|

No processo tarifário seguinte, observa-se os efeitos do faturamento, a maior ou menor em relação à receita regulatória, e considera-se essas diferenças no processo tarifário. No caso, seria repassado às tarifas para o próximo ciclo tarifário um adicional da ordem de R$ 762.927,33 (Não está se considerando as diferenças para as componentes tarifárias TUSD Fio B e TUSD Perdas). 

No processo tarifário seguinte, a receita regulatória de Parcela B é definida pela multiplicação do mercado realizado (últimos 12 meses) pela respectiva tarifa de TUSD Fio B. Após, atualiza-se esse valor pelo índice inflacionário corrigido pelo Fator X. 

No exemplo, considerando zero esta atualização, a nova Parcela B da distribuidora seria R$ 6.43.069,36, uma redução de 5% em relação à receita regulatória anterior. Observa-se então que uma redução do mercado, têm um efeito de redução da receita de distribuição durante o período entre ciclos e para os ciclos subsequentes. 

Considerando a diminuição do mercado e o repasse das diferenças não arrecadadas de Transmissão, Encargos e Energia, as tarifas seriam reajustadas na ordem de 7%. 

|**Tabela 4: Tarifa**|**Tabela 4: Tarifa**|**no ano seguinte**|**no ano seguinte**||||
|---|---|---|---|---|---|---|
||Distribuição|Transmissão|Perdas|Encargos|Energia|Total|
|Tarifa (R$/kWh)|0,153|0,067|0,037|0,093|0,215|0,564|
|Variação em relação ao processo anterior|0,00%|10,53%|10,53%|10,53%|10,53%|7,46%|

Observa-se, então, que a redução de consumo diminuiu o faturamento da distribuidora até o primeiro processo tarifário, e também no próximo ciclo tarifário pós-reajuste. Ainda, resulta em aumento da tarifa média. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

## Fl. 18 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

## **1.5 Inovações disruptivas** 

50. Existe um cenário potencial de alteração substancial do serviço de distribuição para um futuro próximo. As inovações tecnológicas tem provocado e aumentarão nos próximos anos a mudança no comportamento dos consumidores em relação a forma como consomem energia elétrica. Tem sido observado aumento da posse de equipamentos para melhoria do conforto, em especial conforto térmico; na eletrificação dos transportes de pequena escala, veículos elétricos; inserção da geração distribuída. 

51. Tais mudanças impactam no serviço das distribuidoras. Atualmente elas são responsáveis pela disponibilização de sistema para que os consumidores possam utilizar o insumo energia elétrica. Com as alterações citadas, além desse serviço, as empresas de distribuição terão que prestar serviços adicionais, como os que chamamos no setor de Serviços Ancilares. Eles recebem a alcunha ancilar pois esses serviços não serem diretamente relacionados a atividade principal, contudo são atividades imprescindíveis para a segurança, qualidade, estabilidade e confiabilidade do sistema. 

52. Pela natureza centralizada do atual setor elétrico, tais atividades são usualmente desenvolvidas pelas empresas de geração e transmissão de energia elétrica. O regulamentado vigente lista as seguintes atividades: controles primário e secundário de frequência, reserva de potência, reserva de prontidão, suporte de reativo, auto estabelecimento das unidades geradoras e Sistema Especial de Proteção. 

53. Em um sistema elétrico com inserção de Geração Distribuída - GD, sistemas de armazenamento (carro elétrico, ou outras formas de armazenar energia em pequena escala), pode-se operar micro-redes autossuficientes, exigindo que a distribuidora prestem os serviços necessários para o funcionamento dessas redes com a qualidade exigida pelos consumidores. Assim, dada a mudança do rol de atividades das distribuidoras, devese alterar a sua forma de remuneração e por consequência a forma de cobrança dos seus usuários (consumidores e demais usuários). 

54. Cobrar dos usuários do sistema proporcional ao consumo de energia gerará subsídios cruzados implícitos entre esses usuários. Um usuário, que devido à posse de equipamentos e uso destes, gere maiores custos ao sistema (controle de reativos e nível de tensão, por exemplo), deve ter tratamento tarifário distinto de um usuário que apenas consome energia (consumidor). A prestação dos serviços ancilares também poderá ser parcialmente prestada pelos usuários, e a tarifa pode ser empregada neste contexto. 

55. Um modelo tarifário que apenas enxergue o usuário como consumidor não aumentará a eficiência alocativa, pelo contrário, pode piorar a eficiência em relação à situação atual. Ademais, a atual divisão tarifária com base no fato do acessante ser consumidor ou gerador, será inapropriada. Todos os acessantes do sistema poderão ser ambos, ou tendo características de ambos, ou alterando entre um e outro ao longo do tempo. 

56. Deve-se somar à essa condição, a inserção das fontes intermitentes (eólica e solar) que tem alterado a operação do sistema elétrico e o planejamento do segmento de geração. No Plano Decenal de Expansão de Energia[10] - 2026 já está prevista a necessidade de centrais geradoras para atendimento nos horários de demanda máxima. Tais empreendimentos devem ter elevada flexibilidade operativa e é esperado que funcionem com um baixo 

> 10 PDE elaborado pela EPE- Empresa de Pesquisa Energética ( _http://epe.gov.br/pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/Plano-Decenalde-Expansao-de-Energia-2026)_ 

> * O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 19 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

fator de capacidade. O objetivo é aumentar a segurança elétrica do sistema. Dada essas características é esperado que o modelo de remuneração desses empreendimentos seja diferente do atual, altamente proporcional à energia produzida. 

57. Vislumbra-se então, no futuro, uma mudança também no sistema de geração: uma parcela significativa dos custos não dependerá apenas do montante de energia gerada, terão a característica de um custo fixo (no curto prazo). Logo, o discutido para o serviço de distribuição também deverá ocorrer no serviço de geração, e terá repercussão nas tarifas dos consumidores de energia elétrica. 

## **1.6 A Granularidade das Tarifas** 

58. O atual modelo tarifário da baixa tensão tem pequena granularidade das tarifas. Por granularidade entende-se a divisão, segregação em partes menores e distintas, ou seja, uma maior diferenciação das tarifas nas dimensões temporal (quando) e espacial (onde). Ainda pode-se considerar a separação entre os serviços prestados, energia, capacidade e serviços ancilares (o quê). 

59. Estes sinais são relevantes quando se avalia os investimentos futuros, de modo a melhorar a eficiência produtiva. Considerando recursos limitados e escassos, é importante que estes sejam sejam alocados no atributo, no local e no momento mais relevante, maximizando os benefícios frente aos montantes investidos. 

60. A questão dos atributos foi avaliada anteriormente nos itens 1.2 e 1.4. 

61. Sobre a questão espacial, atualmente no setor de distribuição aplica-se para as centrais geradoras conectadas em 138 e 88 kV a metodologia locacional, que resulta em tarifas nominais baseada no ponto de acesso. Para os demais acessantes, centrais geradoras conectadas em tensão igual ou abaixo de 69 kV, distribuidoras[11] e, principalmente, consumidores[12] , não há distinção da tarifa com base na variável localização. 

62. Assim, novos acessantes não têm incentivos para se conectarem no sistema de modo a minimizar o custo total de acesso (do acessante e da acessada). Atualmente, a única variável de análise na conexão de novos acessantes é o custo de acesso do usuário, por meio de regras que evitem que o acesso de novos usuários aumente o custo médio de atendimento dos demais usuários (participação financeira do consumidor, regulamentado pela REN nº414/2010). 

63. Contudo esse mecanismo não sinaliza qual ponto do sistema está congestionado, ou qual está com folga. Esta informação somente afetará o valor do investimento a ser feito quando solicitar seu acesso. 

64. Se a tarifa apresentasse essa informação, aqueles com disponibilidade poderiam se conectar ao sistema de modo que percebessem redução nos custos de acesso (ponto com menor tarifa, e que, por consequência, diminuiria possível participação financeira), e os demais usuários também seriam beneficiados devido à diminuição do custo médio de atendimento. 

> 11 Existem em alguns acessos entre distribuidoras, onde a tarifa definida leva em consideração o ponto de acesso, contudo essas exceções não são relevantes no caso em estudo. 

> 12 Existem alguns tipos de consumidores, onde a tarifa definida leve em consideração o ponto de acesso, contudo essas exceções não sãs relevantes no caso em estudo. 

> * O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 20 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

65. Atualmente, a variável geográfica que diferencia as tarifas das unidades consumidoras é a área de concessão/permissão. Dentro de uma mesma distribuidora, as variáveis que diferenciam as tarifas são o nível de tensão (subgrupo), as classes, subclasses e modalidades tarifárias, ou seja, nenhuma considera a variável geográfica. 

66. Contudo, dado a diversidade de consumidores, tecnologias e aspectos construtivos das subestações, e redes, de uma mesma distribuidora, faz-se necessário avaliar se as diferenças são significativas o suficiente para justificar uma maior granularidade geográfica das tarifas. 67. No tocante a variável temporal, o atual modelo tarifário já considera duas formas: por meio das modalidades tarifárias horárias, e das bandeiras tarifárias. Cada forma  com objetivos e granularidade distintos. 

68. As modalidades tarifárias horárias distinguem as tarifas com base nos postos tarifários, ponta, fora ponta e intermediário[13] , ou seja, dentro de um mesmo dia e nos dias da semana[14] . O objetivo das modalidades tarifárias horárias é sinalizar a diferenciação de custo de atendimento do serviço ao longo das horas, de tal modo que as horas que apresentem maior custo, resultado de uma maior utilização do sistema (posto ponta) tenham uma tarifa maior. 

69. Ainda que não exista variação nos preços dos contratos de compra de energia das distribuidoras, a tarifa de energia – TE possui uma diferenciação de preços entre os postos ponta e fora ponta. Esta diferenciação não se aplica nas tarifas das permissionárias. 70. Contudo o universo de consumidores de baixa tensão atualmente optantes pela modalidade horária branca é muito pequeno. 

71. De outra forma, a bandeira tarifária, definida mensalmente, tem por foco fazer frente à determinados custos de geração que possuem variância significativa de um mês para outro, e assim, diminuir o custo financeiro do fluxo de pagamentos, sendo mais adequado para as despesas da distribuidora e reduz o custo para o consumidor pela menor periodicidade entre o momento da realização do custo e o seu repasse para a tarifa. 

72. As referências consagradas em relação à modelos tarifários para setores elétricos advogam que os sinais de curto prazo embutidos nas tarifas devem ser dados pelo custo de geração, pois o produto energia é a variável sensível às condições de curto prazo (disponibilidade de recursos primários). 

73. No curto prazo, as variações de custos do sistema (transmissão e distribuição) são muito bruscas e descontinuas. Tal comportamento dificulta a tomada de decisões por parte dos usuários que resultem em diminuição do custo total. Por essa razão, os modelos tarifários adotam os sinais de longo prazo para definição dos preços referentes aos sistemas de transmissão e distribuição. 

74. Sobre a questão temporal é importante lembrar a presente discussão sobre a definição dos preços de curto prazo (PLD) com base horária no ambiente de contratação livre, com previsão de implantação para 2020. Assim, após a implementação dos preços horários deve-se avaliar se a variação de custos é significativa para a tarifa 

> 13 Posto tarifário considerado apenas para a modalidade tarifária horária branca, aplicada ao grupo B. 

> 14 Definições na REN 414/2010 e a definição dos postos para cada distribuidora é realizada na Resolução Homologatória que aprova sua revisão tarifária. 

> * O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

## Fl. 21 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

de energia. Havendo uma variação no preço médio (considerando a base econômica, financeira e CVA) devido à mudança da granularidade do mercado de curto prazo, deve-se analisar mecanismos tarifários, novos ou resultados de aprimoramento dos existentes, que reflitam um nova realidade de custos. 

75. Assim, antes de considerar a diferenciação tarifária existe a necessidade de um melhor diagnóstico sobre a granularidade dos custos, se eles variam de modo significativo temporalmente e espacialmente. 

## **1.7 O Custo de Disponibilidade** 

76. Uma das características do modelo tarifário da baixa tensão é o custo de disponibilidade, implantado pela Portaria MME nº 378, de 26 de março de 1975, que instituiu _“valores mínimos de consumo mensal”_ . Esses valores são os utilizados até hoje, 30, 50 e 100 kWh. A mudança mais significativa desde a criação desse mecanismo foi trazida pela Resolução nº 456, de 29 de novembro de 2000, que caracterizou os valores de faturamento mínimo como custo de disponibilidade do sistema. 

77. O custo de disponibilidade deve refletir o montante a ser pago pela disponibilização da infraestrutura. Este custo deve ser cobrado existindo ou não o consumo de energia, no entanto, ele guarda certa relação com a a quantidade consumida. Um consumo muito baixo, ou nulo, possui um custo para o sistema de transporte diferente de um consumidor que tenha um consumo elevado. 

78. Há uma clara incoerência entre a expressão custo de disponibilidade e o que realmente ocorre. Como mencionado, independente da expressão empregada, o que existe para os consumidores do grupo B é uma franquia mínima de consumo. E sua aplicação não guarda relação com a regulação econômica e as metodologias de cálculo tarifário. 

79. Estabelecer uma franquia mínima é uma das formas utilizadas em diversos setores para garantir uma receita mínima a título de disponibilidade do sistema, tal qual o nosso atual modelo. No entanto, deve-se avaliar o impacto dessa opção nos demais aspectos tarifários. 

80. Primeiro, com os limites de consumo mínimo, aumenta-se o mercado faturado da distribuidora. Esse aumento do mercado, influencia, marginalmente, o cálculo das perdas, técnicas e não técnicas, uma vez que uma das variáveis que determinam esses índices é o mercado faturado, que no caso se torna maior que o real mercado consumido pela totalidade das unidades consumidoras. 

81. Ainda, este mercado é responsável pelo pagamento de todas as componentes tarifárias demonstradas no Quadro 1. De tal modo, o montante à título de disponibilidade não está atrelado ao ressarcimento apenas do sistema de transporte (TUSD Fio A e Fio B), o que contradiz o teórico objetivo do custo de disponibilidade. 

82. Por fim, o custo de disponibilidade, dado o atual modelo de compensação da energia produzida pela geração distribuída, é relevante no dimensionamento da potência instalada da geração distribuída nas instalações de baixa tensão. 

83. Constata-se que esse modelo tem participação significativa no faturamento das distribuidoras. Algumas distribuidoras apresentam entre 10% a 20% do mercado (de energia) do grupo B faturado pelo custo de disponibilidade. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 22 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

## **1.8 Dicotomias** 

84. A definição de um modelo tarifário está envolta na escolha entre opções contraditórias desde a formulação teórica, onde a solução primária seria a definição de preço igual ao custo marginal. Contudo essa escolha não garante a receita regulatória da distribuidora. Logo, busca-se uma solução não ótima para equacionar o problema ( _second best_ ). Outro exemplo é relacionado ao aumento da cobertura dos serviços e a diminuição da eficiência produtiva (custo médio). 

85. Existem diversos _trade off_ entre os princípios tarifários que levam a escolhas de soluções balizadas pelos diversos princípios mas influenciadas pelo pragmatismos dos modelos e as necessidades que motivaram as mudanças. 

86. Assim, o aperfeiçoamento do modelo tarifário deve ter um objetivo a ser perseguido, devendo-se sempre observar as premissas adotadas nos modelos tarifários, ter cuidado para não ampliar ou gerar novo problema e ainda possibilitar para que o maior número de soluções sejam consideradas (alcance do objetivo principal, dos secundários, externalidades positivas, dentre outros aspectos). 

87. Nos problemas relatados, definir uma parcela da receita a ser recuperada por um parâmetro com menor variância do que o montante de energia consumida facilita a implementação de ações de gestão de energia. Contudo, traz dificuldade quanto ao aumento da granularidade espacial e/ou temporal das tarifas, uma vez que se diminuiu o escopo de diferenciação de preços e sinais, bem como diminui a atratividade das opções do ponto de vista do consumidor e, pode gerar desincentivos ou atrasos às inovações disruptivas. 

88. Ademais, alterações no custo de disponibilidade alterarão o atual modelo de negócio da geração distribuída, incentivando ou desincentivando novas instalações, influenciando inclusive o dimensionando das plantas de geração distribuída. 

## **1.9 Resumo** 

89. No Quadro 2 apresenta-se um resumo dos aspectos positivos e negativos do atual modelo tarifário aplicado ao grupo B. 

|**Pontos Positivos**|**Pontos Negativos**|
|---|---|
| Simplicidade;<br> Custo de implantação baixo;<br> Granularidade temporal por postos tarifários (tarifa<br>branca) e mensal (bandeira tarifária);<br> Separação entre produto e serviço;| Faturamento do setor depende do montante de<br>energia consumida;<br> Sem granularidade espacial;<br> Sem definição de custos fixos e variáveis no curto<br>prazo;<br> Custo de disponibilidade não aderente a regulação<br>econômica;<br> Gestão de energia gera transferência de custos entre<br>agentes;|

**Quadro 2: Características do modelo tarifário volumétrico aplicado ao grupo B** 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 23 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

## **2. ATORES OU GRUPOS AFETADOS** 

90. Os problemas apresentados anteriormente afetam todas as distribuidoras de energia elétrica no país, concessionárias e permissionárias, pois trata do modelo tarifário aplicado às unidades consumidoras atendidas em baixa tensão (grupo B), responsáveis por parcela significativa do faturamento das distribuidoras. 

91. Na mesma medida, têm repercussão direta às unidades consumidoras pertencentes ao grupo B, que seriam aquelas conectadas em tensão secundária e as unidades consumidoras do grupo A optantes pelo faturamento como grupo B. 

92. Pela sua característica, exclui-se o subgrupo B4, classe Iluminação Pública, pois a definição de unidade consumidora para esta classe diverge dos conceitos considerados para a definição dos custos de atendimento. 

93. Quanto a subclasse residencial baixa renda, a Lei nº 12.212, de 2010 estabelece que o desconto incide sobre o consumo de energia elétrica, sendo este discretizado em patamares de acordo com a quantidade consumida. A aplicação de descontos sobre uma parte fixa, que não seja proporcional ao consumo registrado resulta em desafios para sua aplicação diante da interpretação legal. Assim, inicialmente, no contexto do presente AIR esta subclasse não será considerada, ficando a pendência de uma melhor interpretação jurídica sobre o texto legal, o que poderá ser realizado na continuidade dos estudos. 

94. Assim, o grupo afetado é de aproximadamente **73 milhões** de unidades consumidoras, ou **89% dos consumidores** do país. 

**Figura 3: Universo de unidades consumidoras abrangidas pela análise** 

95. Dado os dois grupos afetados, distribuidoras e a grande maioria das unidades consumidoras, todo o setor elétrico será afetado. Serão afetados o planejamento da expansão e da operação do sistema, devido à potencial mudança de comportamento no uso da energia pelos consumidores. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 24 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

96. Os impactos também não são restritos ao setor, uma vez que as mudanças nas regras de faturamento impactarão as regras tributárias. 

97. Ainda, apesar de indesejado, podem ocorrer demandas judiciárias, e portanto, o poder judiciário não pode ser desconsiderado. Os órgãos representativos dos consumidores e de defesa do consumidor também devem ser envolvidos. 

98. Dada a influência do custo de disponibilidade no dimensionamento da geração distribuída, os atuais modelos de negócios serão afetados, impactando na decisão de investimento dos consumidores, e por consequência a cadeia produtiva do segmento. 

99. Por fim, são previstos impactos em vários processos da própria ANEEL, a começar pelo aumento de atendimentos pelos canais de comunicação da Agência com os consumidores, aumento da interlocução com as entidades setoriais e representativas, bem como com os poderes legislativo, executivo e judiciário. 

100. No presente relatório de AIR o estudo tem foco no impacto para as distribuidoras e consumidores do grupo B. Os demais afetados são considerados ao longo do extenso processo de AIR em suas diversas etapas e ações de interlocução, orientação, com vistas a auscultar toda a sociedade, para que as questões principais sejam consideradas na proposta final de regulamento que será posteriormente submetida em outra fase de Audiência Pública. 

## **3. BASE LEGAL** 

101. A Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, art. 15, § 6º, assegura aos fornecedores e respectivos consumidores o livre acesso aos sistemas de distribuição e transmissão de concessionário de serviço público, mediante ressarcimento do custo de transporte envolvido, calculado com base em critérios fixados pelo Poder Concedente. 

102. A Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996, art. 3°, com a redação pela Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004, art. 9°, estabelece competência para a ANEEL homologar as tarifas de energia elétrica na forma da mencionada Lei, das normas pertinentes e do Contrato de Concessão. 

103. A Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, alterou o art. 3º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, destacando, dentre as competências da ANEEL o estabelecimento das tarifas de uso dos sistemas de distribuição e de transmissão. 

104. O Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, Anexo I, art. 4º, inciso X, estabelece a competência da ANEEL para atuar, na forma da lei e dos contratos de concessão, nos processos de definição e controle de preços e tarifas. 

105. O Decreto nº 62.724, de 17 de maio de 1968, estabelece normais gerais de tarifação para concessionárias de serviços públicos de energia elétrica. 

106. O Decreto nº 8.828, de 2 de agosto de 2016, revogou artigo do Decreto nº 62.724/68, retirando a obrigação de faturamento dos consumidores de baixa tensão pela forma monômia. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 25 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

107. A Resolução Normativa nº 414, de 2010, estabelece as Condições Gerais de Fornecimento de Energia Elétrica, como as modalidades tarifárias e as três faixas de valores para o custo de disponibilidade. 

108. O Módulo 7 e Submódulo 8.3 do PRORET - Procedimentos de Regulação Tarifária – descrevem a estrutura tarifária para as concessionárias e permissionárias de distribuição. 

## **4. JUSTIFICATIVAS PARA A NECESSIDADE DE INTERVENÇÃO E OBJETIVOS PRETENDIDOS PELA AGÊNCIA** 

109. A tarifa aplicada ao grupo B (baixa tensão) é aplicada a aproximadamente 48% do consumo de energia elétricatotal do país e 89% do total de unidades consumidoras do país. A atual estrutura tarifária é aplicada há várias décadas e está defasada, pelo fato de existirem custos fixos no curto prazo que não variam com o consumo. 

110. O formato atual de tarifa também está inadequado porque desestimula uma gestão de energia sustentável para o setor, por dois motivos: a tomada de decisão de um consumidor sobre uma substituição energética ou medida de eficiência energética impacta os demais consumidores; e as distribuidoras não tem incentivos a adotarem ações voluntárias de eficiência energética. 

111. No longo prazo, a tarifa monômia não é compatível com a ideia de “distribuição do futuro”, que traz inovações tecnológicas e estimula o protagonismo do consumidor. Em apertada síntese, o atual modelo tarifário não cumpre os objetivos que deve ter um modelo tarifário bem como se afasta das premissas que devem reger os modelos tarifários. 

112. O impacto da alteração do modelo tarifário para o grupo B é significativo para o setor, trazendo grandes consequências para o mercado de energia elétrica. 

113. Assim, o objetivo de curto prazo da ANEEL deve ser imprimir a sinalização adequada aos consumidores e às distribuidoras e direcionar o setor no caminho da gestão de energia sustentável e da eficiência econômica - produtiva e alocativa - que repercutirá no médio e longo prazo em modicidade tarifária como uma consequência, preparando o setor para as inovações tecnológicas que se avizinham junto com um maior protagonismo do consumidor. 

114. A identificação antecipada de problemas e a ação regulatória é fundamental para corrigir e endereçar a evolução do mercado de baixa tensão, de forma a evitar, posteriormente, medidas urgentes para correção de problemas regulatórios e de mercado. 

## **5. OBJETIVOS** 

115. Busca-se discutir com a sociedade um aperfeiçoamento do modelo tarifário aplicado às unidades consumidoras do grupo B (baixa tensão). Para tal deve-se avaliar quais componentes tarifários têm características de 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 26 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

custos fixos no curto prazo, qual a melhor variável de cobrança desses custos fixos, como implementar tal alteração. Ademais, considerando que alterações no faturamento das unidades consumidoras do grupo B são sensíveis a todo o setor, e ocorrem com pouca frequência, aproveita-se a oportunidade de discutir a relação entre qualidade e tarifa. 

116. De tal modo, a intervenção regulatória a ser implementada pretende aumentar a eficiência alocativa do modelo tarifário do grupo B, permitindo gestão de energia sustentável no setor, diminuição de barreiras para novas tecnologias e diminuição dos subsídios cruzados implícitos. 

## **6. EXPERIÊNCIA NACIONAL E INTERNACIONAL** 

117. Na Nota Técnica nº 46/2018-SGT/ANEEL, que compôs a Consulta Pública nº 002/2018[15] , há um levantamento do estado da arte nacional e internacional. A tabela abaixo traz o resumo dos modelos tarifários adotados nos países pesquisados. 

||**Tabela 5: Experiência internacional com tarifas multi-partes**|**Tabela 5: Experiência internacional com tarifas multi-partes**|**Tabela 5: Experiência internacional com tarifas multi-partes**|**Tabela 5: Experiência internacional com tarifas multi-partes**|**Tabela 5: Experiência internacional com tarifas multi-partes**|**Tabela 5: Experiência internacional com tarifas multi-partes**|**Tabela 5: Experiência internacional com tarifas multi-partes**|**Tabela 5: Experiência internacional com tarifas multi-partes**|**Tabela 5: Experiência internacional com tarifas multi-partes**|**Tabela 5: Experiência internacional com tarifas multi-partes**|**Tabela 5: Experiência internacional com tarifas multi-partes**|**Tabela 5: Experiência internacional com tarifas multi-partes**|**Tabela 5: Experiência internacional com tarifas multi-partes**|**Tabela 5: Experiência internacional com tarifas multi-partes**|**Tabela 5: Experiência internacional com tarifas multi-partes**|**Tabela 5: Experiência internacional com tarifas multi-partes**|**Tabela 5: Experiência internacional com tarifas multi-partes**|**Tabela 5: Experiência internacional com tarifas multi-partes**|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
||parte fixa||||||$/kWh|||$/kW|||utiliza disjuntor?|||utiliza medidor de D?|||
||custos comerciais|||outros ustos|||||||||||||||
|Chile|||||||||||||||||||
|Inglaterra|||||||||||||||||||
|Portugal|||||||||||||||||||
|Holanda|||||||||||||||||||
|Espanha|||||||||||||||||||
|Italia|||||||||||||||||||
|Canadá|||||||||||||||||||
|Suécia*|||||||||||||||||||
|Arizona|||||||||||||||||||
||legenda:<br>todos os consumidores||||||||||||||||||
||alguns consumidores<br>não se aplica||||||||||||||||||

*se refere às tarifas para a empresa  SEOM, Sollentuna Energy & Environment AB 

118. Resumidamente, o mapa a seguir ilustra quais países possuem uma tarifa multipartes. Trata-se de uma amostragem baseada em informações disponíveis na internet. Destacam-se os casos do Brasil, em que estamos discutindo a migração de um modelo monômio para multipartes e da Nigéria, em que está sendo adotado o caminho inverso [1], de multipartes para monômia. 

> 15 http://www.aneel.gov.br/consultas-publicas 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 27 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

**Figura 4: Tipo de tarifa nos países estudados** 

_[1] "The objective of the new tariff is to enable prudent consumers to save money on electricity bill as they can now control their consumption and not pay monthly fixed charges". “The tariff order also encourages the distribution companies to develop new sources of supply within their franchises to increase the amount and quality of supply to target customers on a willing buyer willing seller basis. These measures are necessary to improve electricity supply across Nigeria and ensure that the distribution companies are working hard to increase investment that will ensure predictable and ultimately reliable and uninterrupted electricity supply in Nigeria” (http://www.nercng.org/)_ 

## **7. PARTICIPAÇÃO PÚBLICA** 

119. De forma a permitir maior participação da sociedade e coletar opiniões e sugestões que contribuam com a elaboração da proposta da ANEEL, foram realizadas diversas ações com envolvimento dos conselhos de consumidores, distribuidoras, especialistas do setor, associações, etc. Outras reuniões estão previstas após divulgação das propostas por este AIR. 

## **7.1  Consulta Pública nº 002/2018** 

120. A Consulta Pública - CP nº 002/2018 foi realizada no período de 09/03/2018 a 11/05/2018 de forma a avaliar a necessidade de aperfeiçoamento do modelo tarifário aplicado ao Grupo B (Baixa Tensão). Para tanto, foi disponibilizada a Nota Técnica nº 46/2018-SGT/ANEEL onde foram discutidos: (i) Revisão dos principais conceitos teóricos sobre tarifação, (ii) Tarifação vigente no Brasil; (iii) Atuais avanços tecnológicos que impactam ou poderão impactar o setor elétrico e (iv) Resumo dos modelos de tarifação aplicados em alguns países. 

121. Foram recebidas 38 contribuições, sendo 21% de Associações e Entidades de Classe, 32% de Distribuidoras, 26% de Conselho de Consumidores e Consumidores e 21% de Consultorias e demais empresas. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 28 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

122. Como principais contribuições ao processo de aprimoramento ao modelo tarifário para os consumidores de baixa tensão citam-se: 

- Promover a correta e melhor alocação de custos, com eficiência econômica (alocativa) para o setor; 

- Promover o equilíbrio econômico entre distribuidoras e consumidores com e sem geração distribuída; 

- Necessidade de disseminar o conhecimento junto à sociedade por meio de campanhas na TV, Rádio, Redes Sociais; 

- Inserção de novas regras de forma gradual e com modelos simples; 

- Não utilização do disjuntor como proxy da demanda máxima devido à falta de informações por parte das distribuidoras e falta de padronização em nível nacional. (Exceção ao caso da Cemig-D) 

- Avaliação de subsídios cruzados da tarifação monômia; 

- Avaliar aspectos de sazonalidade do uso e sinalização locacional; 

- Avaliar a manutenção das regras vigentes para Geração Distribuída; 

- Avaliar o momento de ocorrência do pico de demanda individual na definição dos custos; 

- Avaliar a forma de implantação de novo modelo: opt in, opt out, escalonamento, etc; 

- Avaliar os impactos sobre a regulamentação, em especial, o PRORET e a REN 414/2010; 

- Avaliar os impactos sobre o faturamento e sistemas comerciais. 

## **7.2  Reunião Técnica: Infraestrutura de medição** 

123. De forma a subsidiar as análises e para incentivar a participação das distribuidoras no processo foi realizada uma reunião técnica com a Abradee[16] e 10 distribuidoras em 27/03/2018, na sede da ANEEL, com o objetivo de debater a infraestrutura para novas modalidades tarifárias do Grupo B. A Abradee disponibilizou uma pesquisa feita junto às distribuidoras sobre o padrão de entrada (disjuntor instalado antes ou depois do medidor), e informações sobre a implantação da tarifa binômia na Espanha. 

124. Verificou-se dificuldades apontadas para implantação de um modelo tarifário onde o disjuntor possa ser utilizado como _proxy_ para a obtenção da demanda máxima dos consumidores, principalmente: 

- grande parte das distribuidoras não possuem cadastro do parque de disjuntores, além do risco apontado de falsa declaração e possibilidade de troca do dispositivos; 

- a potência instalada não é a única variável de dimensionamento do disjuntor. Seletividade de proteção e padrões das distribuidoras também são considerados; 

- as equipes de manutenção alteram os disjuntores com base nas opções disponíveis, sem compromisso com a carga do consumidor; 

- o disjuntor definido no projeto pode ser alterado tanto pela distribuidora, como pelo consumidor (não é lacrado em muitos casos); 

- não existe um padrão de entrada por empresa, eles podem ser alterados com o tempo, local, etc; 

- os disjuntores podem ser instalados antes ou depois do medidor. 

## **7.3  Reunião Técnica: Especialistas em estrutura tarifária** 

> 16 Associação Brasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 29 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

125. Foi promovida reunião em 08/06/2018, com especialistas em estrutura tarifária para coletar informações e conhecimento de especialistas das empresas: Daimon Engenharia e Sistemas, Escher Consultoria e Engenharia, TR Soluções, Consultar Consultoria e Serviços de Engenharia e Siglasul Consultores em Regulação. Tais empresas estão diretamente envolvida com os estudos para definição da estrutura tarifária de concessionárias de energia elétrica. Os principais apontamentos são listados a seguir: 

- A Daimon apresentou um estudo de tarifa binômia para os consumidores de baixa tensão, com a introdução de efeito estabilizador nas tarifas frente a cenários de forte redução de mercado. Para o trabalho foram adotadas premissas de simplicidade e transparência dos cálculos, impacto mínimo nos procedimentos regulatórios vigentes, responsabilidade do uso da rede e possibilidade de aplicação no curto prazo, sem necessidade de troca de medidores. A proposta é o estabelecimento de um valor de demanda contratada para cada cliente, a partir do consumo medido e do fator de carga verificado com base nas tipologias de curva de carga, bem como o cálculo tarifário por faixas de consumo por subgrupo tarifário. Os resultados apresentam baixos efeito médio aos consumidores e manutenção dos níveis tarifários entre ciclos tarifários; 

- A Escher fez uma apresentação que percorreu princípios tarifários, conceitos de eficiência econômica e a proposição de modelo de aplicação de estrutura tarifária com foco na TUSD Fio B em baixa tensão. Foi proposto a adoção de uma Tarifa Branca ajustada com uma parte fixa (R$/Consumidor) para cobrir custos comerciais e várias partes em R$/MWh, diferenciadas em postos tarifários, de forma regional e com sinal sazonal. Entendem que a proposição é aderente aos custos de cada cliente, dá sinalização adequada para o uso eficiente das redes e é de fácil entendimento. Focaram também sobre o comportamento do consumidor de baixa tensão que apresenta baixo consumo. Contrapôs a uma tarifa binômia sem sinalização horária, considerando que esta tarifa não induz o consumidor a um uso racional do sistema; 

- A TR Soluções apresentou um estudo que visa encontrar mecanismo de pagamento da utilização de redes de distribuição por unidades consumidoras do Grupo B com geração distribuída fotovoltaica com características de fácil implementação e sustentável. Ponderou sobre a homologação de tarifas binômias, sem sinal horário, para uso exclusivo para unidade consumidora com GD, com eliminação da exigência do pagamento do custo de disponibilidade. Ainda, apontou sobre considerar no cálculo da Tarifa Fio B o perfil típico de consumo percebido pela distribuidora e considerar no cálculo da Tarifa Fio A o consumo percebido nas fronteiras; 

- A Siglasul apresentou suas considerações sobre o aprimoramento da Estrutura Tarifária do Grupo B com as premissas de maximização da eficiência no uso da infraestrutura e os benefícios socioeconômicos e ambientais. Reafirmou a necessidade de mudanças em um cenário com aumento de incertezas inerentes à trajetória das novas tecnologias, mudanças nos padrões de uso da rede e aos novos _drivers_ de custos. Concluiu que com a tarifa binômia, os consumidores passam a pagar pela disponibilidade mais que pelo uso, porém esta alternativa pode limitar os incentivos para a GD. O desafio é criar mecanismos que evitem distorções de mercado e subsídios cruzados promovendo a competitividade, eficiência e sustentabilidade. Pontuou, ainda, que o modelo de cálculo para formação da tipologia de carga para definição dos parâmetros para obtenção do custo marginal de capacidade precisa ser melhorado. 

## **7.4  Reunião Técnica: Associações usuárias do sistema de distribuição** 

126. De forma a estimular a participação dos usuários do sistema de distribuição afetados pela proposição normativa, foi realizada reunião com ABGD, ABSolar, Abrace e Anace. Devido ao grande número de contribuições e 

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Fl. 30 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

de posições distintas em relação ao modelo tarifário, observado na Consulta Pública, solicitou-se um detalhamento da visão dessas associações, conforme mostrado a seguir: 

- A ABGD apresentou um estudo do impacto da aplicação de uma tarifa multipartes na baixa tensão com GD em 5 concessionárias. Para cada uma foi simulada a atratividade da GD com compensação de créditos. Como resultados a ABGD recomendou a manutenção de uma tarifa monômia para unidades consumidoras conectadas em baixa tensão, dado que em suas análises há perda significativa de atratividade em cenário diverso. Foi ainda sugerido que eventuais mudanças sejam realizadas de foram gradual e de forma não retroativa; 

- A ABSolar apresentou o cenário de geração distribuída Solar no Brasil e seus impactos positivos nas esferas técnica, socioeconômica e ambiental. A associação pontuou impactos e riscos aos consumidores da implantação de uma tarifa binômia, com destaque para aumento na tarifa, maior complexidade, custos com troca de medidores, entre outros. Foi enfatizado que revisões no modelo tarifário devem considerar os incentivos à GD e os impactos tributários e recomendou a manutenção da tarifa monômia, a observância da segurança jurídica dos investimentos e contratos já realizados, isonomia na implantação dos novos modelos, e processos graduais de mudança; 

- A Abrace pontuou sobre a questão dos subsídios cruzados tendo em vista a maior penetração da Geração Distribuída e externou que a ANEEL deve procurar evitar o aumento dos subsídios no setor. Também recomendou que sejam observados os eventuais impactos para os consumidores da Alta Tensão, embora entenda que não haverá problemas. Pontuou que a eventual troca de medidores para viabilizar a medição e cobrança de uma tarifa binômia, pode ser feita de forma que a distribuidora possa, em conjunto com o consumidor, viabilizar sua implantação. A associação defende a geração distribuída e entende que é possível implantação de modelo tarifário diverso do atual; 

- A Anace pontuou sobre a necessidade de maior conscientização do público consumidor sobre as modalidades tarifárias existentes, bem como novas proposições. Também comentou sobre a necessidade de redução de subsídios. A associação lembrou que a tarifa dos consumidores de baixa tensão já é calculada de forma desagregada, de forma que o maior desafio é traduzir esse mecanismo para o consumidor. 

## **7.5  Reunião Técnica: Proposta do grupo CPFL para tarifação binômia** 

127. Em 31/08/2018, a CPFL, juntamente com a Daimon Engenharia e Sistemas, apresentaram uma proposta de aplicação de tarifa binômia. Tal proposta se baseia na premissa de garantia para a distribuidora da remuneração da estrutura física utilizada pelo consumidor e dos custos operacionais associados. A proposta parte de uma cobrança similar àquela da extinta modalidade tarifária convencional do Grupo A, de tal forma que a fatura de um grupo de clientes da Baixa Tensão monômia seja igual à binômia. 

128. Para tanto, foram utilizados dados da campanha de medidas realizadas pela distribuidora no momento da revisão tarifária. A partir desse ponto, os consumidores são estratificados por faixas de consumo. Ademais, cada consumidor contratará uma demanda, podendo ser faturado a maior se o seu consumo exceder o valor contratado. Os resultados do estudo na CPFL Paulista apresentaram efeito médio ao consumidor de 3,34%. 

129. Também foi apresentada uma forma de cobrança da rede aos consumidores que possuem geração distribuída. A metodologia prevê uma cobrança de demanda em função da potência de GD instalada, com base nos custos de transporte Fio A e Fio B, bem como cobrança de energia em função da energia consumida. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 31 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

## **7.6  Workshop Tarifa Binômia** 

130. Nos dias 7 e 9 de novembro de 2018 a ANEEL realizou o Worshop Tarifa Binômia com o objetivo de ampliar a discussão com a sociedade sobre o tema. Participaram do evento associações do setor, consumidores, representados pelos Conselhos de Consumidores, agentes setorias, consultores, membros da Academia e representantes de Portugal, Espanha e EUA. Maiores informações sobre o evento podem ser encontrados no endereço eletrônico: _www.aneel.gov.br/evento_ s. 

## **8. ALTERNATIVAS CONSIDERADAS PARA ENFRENTAMENTO DO PROBLEMA REGULATÓRIO** 

131. Para definição das alternativas foi considerada como restrição a manutenção do atual parque de medição, uma vez que não se justifica a troca de medidores somente pelo aperfeiçoamento do modelo tarifário. No entanto, foi mantida uma alternativa que considera a medição de demanda com a necessidade de substituição do parque de medição. Também se excluiu a opção do disjuntor como elemento para diferenciar os consumidores de acordo com o tamanho. A motivação desta decisão consta na Nota Técnica. 

132. O modelo tarifário proposto para o grupo B é um modelo de tarifas multipartes, que se caracteriza pela existência de mais de uma componente de faturamento (como temos atualmente no modelo de tarifa monômia volumétrica, onde a tarifa é definida em R$/MWh. 

133. Ainda que a tarifa seja construída em diversas partes, propõe-se a adoção de duas variáveis de faturamento, o que portanto leva a uma tarifa que denominamos binômia, sendo uma das parcelas relacionada a energia consumida e outra relacionada a unidade consumidora e a capacidade demandada do sistema. 

134. Na construção dos modelos tarifários, considera-se dois eixos de análise. Em um eixo avaliam-se as características dos custos (fixos ou variáveis) e em outro eixo cenários de alocação e faturamento das componentes fixas e variáveis. 

135. Como primeira medida, o **Anexo 1 - Variaveis de faturamento das componentes tarifarias** apresenta uma análise da formação das componentes tarifárias, analisando individualmente a característica de cada componente tarifária e qual a melhor variável de faturamento, detalhando ainda formação do custo regulatório da Parcela B. 

136. Em outra frente, o **Anexo 2 - Critérios para faturamento dos custos de distribuição** apresenta uma análise de critérios para diferenciação das unidades consumidoras quanto ao se impacto aos sistemas de distribuição para faturamento dos custos de distribuição. 

137. Fundamentado nestes estudos, para o eixo de definição dos custos foram criadas três alternativas básicas: 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 32 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

- i. alocação de toda Parcela B da distribuidora como fixa; 

- ii. para cada distribuidora definida uma proporção de parcela fixa e variável, sendo a parcela fixa segregada em custos proporcionais à capacidade e ao número de unidades consumidoras; 

- iii. médio, considerando a proporção média de todas as distribuidoras analisadas entre parcela fixa, segregada em parcela proporcional à capacidade e nº de unidades consumidoras, e parcela variável. 

138. Os cenários ii e iii foram baseados nas análises constantes no Anexo 1. O cenário i surge do entendimento teórico que o sistema de distribuição possui característica essencialmente de custos fixos, aproximando ao modelo adotado no grupo A. A Figura 5 apresenta o resultado final da análise constante no Anexo 1, apresentando o percentual, para cada distribuidora, da parcela variável (e faturada em R$/MWh) e da parcela fixa, essa última segregada em parte fixa proporcional ao número de unidades consumidoras e parte fixa proporcional à capacidade. O Cenário iii é a média simples dos valores. 

139. Para as permissionárias, devido às particularidades do seu processo de revisão tarifária, não é possível fazer a análise realizada para as concessionárias e assim dividir a componente tarifária Parcela B em fixa e variável. Assim, entende-se que deve ser utilizada como parâmetro para as permissionárias a média dos valores das empresas Forcel e João Cesa. Essas duas concessionárias apresentaram maior preponderância do tamanho (escala) como variável determinante para caracterização do custo operacional regulatório. Teoricamente, se parecem com o comportamento esperado para as permissionárias. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 33 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

**Figura 5: Percentuais de alocação da Parcela B por Distribuidora** 

140. No eixo de modelos de alocação e faturamento foram construídos 6 alternativas para análise: 

- I. Alternativa 0 – Atual; 

- II. Alternativa 1 – Atualização Franquia mínima; 

- III. Alternativa 2 – Custo Comercial; IV. Alternativa 3 – Custo fixo; V. Alternativa 4 – Custo Fixo Diferenciado; 

- VI. Alternativa 5 – Demanda; 

- VII. Alternativa 6 – Qualidade. 

141. Tais alternativas de alocação e faturamento surgiram da análise da experiencia internacional juntamente com percepções de modelos tarifários teóricos. Ademais, com base nas análises constantes do Anexo I desse AIR, foram aprimoradas as percepções teóricas iniciais e adequadas à realidade brasileira. De modo resumido, temos uma matriz de alternativas conforme Figura 6. 

**Figura 6: Eixos de análise e matriz de cenários (abcissa: características dos custos e ordenada: modelos de alocação e faturamento)** 

142. Considerando a oportunidade de discussão de um aprimoramento do modelo tarifário para as unidades consumidoras de baixa tensão, e o custo de implantação de um eventual novo modelo, entende-se que deve ser discutido com a sociedade o aprimoramento de modo amplo. Assim, inclui-se na discussão a questão da qualidade e sua repercussão na tarifa dos consumidores. Inicialmente, deve-se ressaltar que o objetivo não é criar nenhum novo incentivo de regulação para melhoria da qualidade, nem interferir nos atuais. O debate está centrado na perpeção do consumidor do serviço prestado pelas distribuidoras, e sua repercussão na tarifa cobrada dos consumidores. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 34 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

143. O objetivo da Alternativa 0 é servir como base para avaliação de impacto das demais alternativas. 

144. Na Alternativa 1, atualização da Franquia Mínima, busca-se avaliar se a simples atualização dos valores de custo de disponibilidade, discriminados na REN 414/2010, possa corresponder, efetivamente, a um custo de disponibilidade real do sistema. Nesse cenário, a intenção é calcular qual a nova franquia mínima em MWh que garantiria a arrecadação da Parcela B conforme os cenários de alocação de custo. 

145. A Alternativa 2, Custo Comercial[17] proporcional ao número de unidades consumidoras apresenta uma proposta de rateio de uma parcela de custos da Parcela B, que denominamos, para fins do estudo, de custo comercial, de forma a torná-lo fixo por unidade consumidora. Trata-se da parcela proporcional à quantidade de UC apresentada na Figura 5. Tal método representaria, teoricamente, os custos associados ao faturamento, e devido a essa natureza não haveria diferenciação entre os consumidores de baixa tensão. Importante salientar que esse cenário será base para os demais cenários, pois todos contemplam a parcela de custo comercial sendo alocada por unidade consumidora. 

146. Na Alternativa 3, Custo Fixo, a parcela de custo comercial será alocada de forma fixa, proporcional ao número de unidades consumidoras, e a parcela de capacidade será alocada da mesma forma, sem diferenciação entre consumidores. Essa alternativa é o cenário base de definição de uma tarifa binômia. 

147. Assim, na Alternativa 4, Custo Fixo Diferenciado, incorpora-se mais uma variável de discriminação dos consumidores, pelo seu tamanho. Contudo, deve-se discutir qual a melhor forma de fazer tal discriminação. Avaliam-se duas opções: 

- diferenciação por número de fases (monofásico, bifásico e trifásico), denominado Alternativa 4a; e, 

- diferenciação por faixa de consumo, Alternativa 4b. As faixas de consumo utilizadas para diferenciação são as faixas definidas no Módulo 2 do PRODIST para a campanha de medidas. Ademais, nesse subcenário, há uma diferenciação por subgrupo (B1, B2 e B3), uma vez que as faixas da campanha de medidas são distintas para cada subgrupo[18] . 

148. O objetivo dos subcenários 4a e 4b é fazer uma análise comparativa entre essas duas opções de discriminação dos consumidores dado seu tamanho. Utilizar as fases para discriminação dos consumidores é uma opção simpática quando avaliada a transparência e facilidade de utilização dessa variável. Por seu turno, utilizar as faixas de consumo têm a vantagem de ser uma informação medida e o histórico de faturamento já constar na fatura dos consumidores. 

149. A Alternativa 5, Demanda, mesmo contrariando premissas listadas anteriormente, surge da necessidade de avaliar uma das opções que o setor, em especial as distribuidoras, aventaram como alternativa de aperfeiçoamento do modelo tarifário para o grupo B, considerada a necessidade de medição da demanda. 

> 17 Por facilidade de comunicação chamar-se-á essa forma de alocação como Custo Comercial, contudo deve ser ressaltado que não se buscou um método de quantificar os reais custos de leitura, emissão da fatura, etc. Tal nomenclatura deve-se ao formato do modelo analisado. 18 As faixas para as classes comercial, industrial e serviço público foram adaptadas para que sejam únicas para o subgrupo B3. 

> * O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

## Fl. 35 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

150. Este modelo seria um caso clássico de tarifa Hopkinson[19] , também denominada tarifa de demanda máxima ( _maximum-demanda tariffs_ ). 

151. Na Alternativa 6, Qualidade, para cálculo da parcela fixa, proporcional à capacidade, serão utilizados os indicadores de qualidade (DEC e FEC) e a definição de conjunto para que seja imprimido um parâmetro de localidade às tarifas. Aqui, a intenção é criar tarifas que sejam atreladas com o serviço prestado pela distribuidora. Não se busca uma definição da tarifa vinculada ao custo de atendimento. Opta-se por discutir uma outra vertente, a diferenciação da tarifa com base na prestação do serviço. Assim, quanto melhor a qualidade, maior a tarifa, e quanto pior a qualidade, menor a tarifa. 

152. Nesse cenário dividiram-se os conjuntos das distribuidoras em três grupos (clusters). Cada distribuidora foi tratada individualmente. A ideia é que se considera que existe um grupo de consumidores que percebem uma qualidade média, sendo a tarifa aplicada a este conjunto a tarifa média. Outro grupo de clientes com uma qualidade pior perceberiam uma tarifa menor. Por fim, o terceiro grupo de clientes com atendimento em qualidade superior perceberiam uma tarifa maior que a média. Para definição dos cluster utilizaram-se os limites de DEC e FEC para o ano de 2018. Na Alternativa 6 chegou-se ao resultado da clusterização utilizando método k-means e distâncias euclidianas. 

153. Foram analisados outros métodos de cálculo da distância e de clusterização, sem grandes variações percebidas, a não ser mudanças nas fronteiras dos clusters. Ademais, avaliou-se a inclusão do valor apurado dos indicadores além dos limites. Em tal análise utilizaram-se os dados de 2017. Novamente, nenhuma grande alteração foi percebida. Como citado, a proposta busca não inibir ou impactar os demais regulamentos para incentivo à prestação de um serviço adequado. Desta forma, são avaliados os limites no final do horizonte de sua definição (8 anos), considerando que a compensação baseada no valor apurado que supera o limite deve continuar sendo tratada na esfera de uma compensação individual. 

154. Para diferenciação das tarifas entre os três clusters, calcularam-se os indicadores DEC e FEC médios para cada cluster (ponderado pelo número de unidades consumidoras de cada conjunto), utilizando-se os limites desses indicadores para os conjuntos do respectivo cluster. Após definidos os indicadores dos clusters, calculou-se qual seriam os indicadores médios da distribuidora. Com base na distância dos indicadores dos clusters para o médio da distribuidora, definiu-se a diferenciação das tarifas entre cada um dos três clusters. 

155. Importante ressaltar que algumas distribuidoras, principalmente as permissionárias, apresentam apenas um conjunto. Logo para essas não haveria uma diferenciação da tarifa com base na localidade, ou seja, o resultado seria idêntico à Alternativa 3. Para outras poucas empresas o resultado do método de clusterização apontou como solução 2 agrupamentos. 

156. Ademais no Cenário 6, foi incluída a discriminação dos consumidores dado o seu tamanho e a opção da Qualidade. O objetivo é a discussão de modelos com granularidade espacial (com base na qualidade percebida pelos consumidores) e com diferenciação dos consumidores com maior eficiência alocativa. Assim, na Alternativa 6a, temos o cenário custo fixo com diferenciação por número de fases e qualidade. Nas Alternativas 6b, 6c e 6d, custo fixo com diferenciação por faixa de consumo e qualidade. 

> 19 Proposta inicialmente por John Hopkinson em 1892. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 36 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

157. Importante salientar que o peso da variável de qualidade e das faixas de consumo sobre as tarifas é o mesmo. Ou seja, nesse cenário, as tarifas serão construídas sob duas óticas: de serviço prestado e de custo, sem priorizar nenhuma das formas de diferenciação das tarifas. 

158. Ademais, na Alternativa 6, foram criados subcenários para análise da quantidade de faixas de consumo. O cenário 6b utiliza as faixas da campanha de medidas, diferenciadas por subgrupo tarifário. No Cenário 6c, optou-se por uma diferenciação elevada das faixas. Esse subcenário, com 30 faixas de consumo, é impraticável na prática, logo seu objetivo é servir como base para o cenário 6d, onde definem-se 5 faixas de consumo para que seja efetuada a discriminação dos consumidores. Assim, é evidente uma dicotomia, nesse cenário, entre precisão de diferenciação de consumidores e simplicidade. 

|159.<br>Por fim, cabe ressaltar que em todas as alternativas onde se discriminou os consumidores com base<br>no número de fases e faixas de consumo utilizou-se como premissa a igualdade de receitas entre o cenário atual e o<br>cenário proposto. Por exemplo, no caso de diferenciação por fases: apurou-se o mercado de energia dos<br>consumidores monofásicos; quanto esse universo de clientes recupera considerando o atual modelo tarifário<br>volumétrico e a respectiva tarifa; essa receita foi utilizada no numerador para definição da tarifa.|159.<br>Por fim, cabe ressaltar que em todas as alternativas onde se discriminou os consumidores com base<br>no número de fases e faixas de consumo utilizou-se como premissa a igualdade de receitas entre o cenário atual e o<br>cenário proposto. Por exemplo, no caso de diferenciação por fases: apurou-se o mercado de energia dos<br>consumidores monofásicos; quanto esse universo de clientes recupera considerando o atual modelo tarifário<br>volumétrico e a respectiva tarifa; essa receita foi utilizada no numerador para definição da tarifa.|159.<br>Por fim, cabe ressaltar que em todas as alternativas onde se discriminou os consumidores com base<br>no número de fases e faixas de consumo utilizou-se como premissa a igualdade de receitas entre o cenário atual e o<br>cenário proposto. Por exemplo, no caso de diferenciação por fases: apurou-se o mercado de energia dos<br>consumidores monofásicos; quanto esse universo de clientes recupera considerando o atual modelo tarifário<br>volumétrico e a respectiva tarifa; essa receita foi utilizada no numerador para definição da tarifa.|
|---|---|---|
|**Alternativa**|**Nome**|**Descrição**|
|**Alternativa 0**|Atual|Condição vigente, utilizada como parâmetro de comparação.|
|**Alternativa 1**|Atualização<br>Franquia<br>Mínima|Definir novos valores de consumo mínimo.|
|**Alternativa 220**|Custo<br>Comercial|Definir uma tarifa fixa, sem diferenciação entre consumidores, cobrada em R$ para cada unidade consumidora, para fazer frente aos custos comerciais do<br>serviço de distribuição.|
|**Alternativa 3**|Custo Fixo|Definir uma tarifa fixa, sem diferenciação entre consumidores, cobrada em R$ para cada unidade consumidora, para fazer frente aos custos de disponibilidade<br>do sistema de distribuição e custos comerciais da distribuição.|
|**Alternativa 4**||Definir uma tarifa fixa, diferenciada pelo número de fases (Alternativa 4a) ou por<br>faixas de consumo (Alternativa 4b), cobrada em R$ para cada unidade<br>consumidora, para fazer frente aos custos de disponibilidade da distribuição.|
||Custo Fixo<br>f||
||Dierenciado||
|**Alternativa 5**|Demanda|Definir uma tarifa em R$/kW para faturamento do custos de disponibilidade do<br>sistema de distribuição.|
|**Alternativa 6**|Qualidade|Definir uma tarifa diferenciada com base na Qualidade de energia (Alternativa<br>6base) referente aos custos de disponibilidade. Após inclue-se, além da variável<br>qualidade, a diferenciação com base no número de fases (Alternativa 6a) e com<br>base nas faixas de consumo (Alternativa 6b, Alternativa 6c e Alternativa 6d).|
|||**Quadro 3: Resumo das Alternativas**|

160. A premissa de igualar as receitas foi apresentada na Reunião Técnica proposta pela CPFL. Atualmente, para o cálculo da modalidade tarifária horária branca utiliza-se essa mesma premissa, de igualar as receitas conforme o perfil das curvas de carga. 

> 20 Esse cenário, de custo comercial, está incluído em todas as alternativas posteriores. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 37 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

## **8.1 Impactos das Alternativas** 

161. Para mensurar os impactos das alternativas, do ponto de vista das distribuidoras e dos consumidores, utilizaram-se as informações do universo controlado[21] contendo as informações de 1.887 consumidores. 

162. Com foco na Parcela B, componente afetada pelas alternativas propostas, analisa-se a formação desses custos e as variáveis relacionadas. A Figura 5 mostra os percentuais do custo regulatório que se relacionam com capacidade, número de unidades consumidoras e energia. 

163. Na visão do faturamento, os consumidores, ainda que a tarifa seja construída em três partes (Alternativas 3 a 6), perceberão duas variáveis de faturamento, conforme Quadro a seguir, conforme análise realizada neste AIR, em especial no Anexo 1. 

|**Alternativa**|**TUSD**|**TUSD**|**TUSD**|||**TE**|||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
||||||||||
||**TRANSPORTE**||**PERDAS**|**ENCARGOS**|**TRANSPORTE**|**ENERGIA**|**PERDAS**|**ENCARGOS**|
||**FIO A**|**FIO B**|||||||
|**0**|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|
|**1**|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|
|**2**|R$/MWh|R$/mês; R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|
|**3**|R$/MWh|R$/mês; R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|
|**4**|R$/MWh|R$/mês; R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|
|**5**|R$/MWh|R$/mês; R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|
|**6**|R$/MWh|R$/mês; R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|R$/MWh|

**Quadro 4: Critério de faturamento das componentes.** 

164. As parcelas relacionadas a número de unidades consumidoras e energia apresentam sua variável de faturamento de forma mais direta, ou seja, custo fixo por unidade consumidora e R$/kWh, respectivamente. Já a parcela relacionada a capacidade merece uma análise de qual variável de faturamento seria mais adequada. 

165. Como já exposto na Caixa 1, tem-se uma distribuidora fictícia, ou um universo controlado, exclusivamente de consumidores de Baixa Tensão, obtido por meio da campanha de medidas, e que contém as informações necessárias descritas no módulo 2 do PRODIST – Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional, como as descritas abaixo, entre outras: 

- Classe 

- Subgrupo 

- Faixa de consumo 

- Disjuntor associado 

- Número de fases 

- Fator de carga 

- Demanda máxima no período 

> 21 As informações que se encontram na Caixa 1 

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Fl. 38 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

- Energia medida 

- Energia faturada 

166. Os dados da distribuidora fictícia foram utilizados para se analisar quais seriam as variáveis mais adequadas ao faturamento da parcela referente a capacidade. O resultado consta no Anexo 2 a este relatório. De posse dessa estruturação da Parcela B de todas as distribuidoras e dos dados da distribuidora fictícia, procedeu-se à análise das alternativas e de seus impactos. 

167. Ademais, deve-se pontuar que a mudança do modelo tarifário têm impactos comuns a todos os cenários distintos do atual modelo, ou seja, as Alternativas de 2 a 6. 

168. O impacto que mais chama atenção e será tratado com mais detalhes na sequência é o efeito realocativo, ou seja, mudanças das faturas individuais de todos os consumidores abarcados pela nova metodologia. Essa variação da fatura devido a mudança do modelo pode ser diminuída controlando algumas variáveis, como, por exemplo, o percentual a ser alocado como parcela fixa. Contudo, eliminá-la somente não altera o modelo tarifário. 

169. Deve-se ter o cuidado, para não fique a impressão errada, de que esse é o único impacto. Na verdade esse é o impacto mais fácil de ser mapeado e mensurado. Outros, principalmente os benefícios apontados, são de difícil mensuaração, e os modelos para tal são de questionável precisão. Como exemplo, a cobrança de custos fixos na parcela fixa garante que não haja uma transferência de custos entre consumidores, mas mensurar este beneficio pressupõe diversas considerações e premissas, que podem mudar o foco da presente análise, ao invés de se discutir a validade do benefício e a sua importância. 

170. Outro aspecto importante será a nova percepção dos consumidores frente a ações de gestão de energia. Consumidores, hoje, que consomem até o valor da franquia mínima poderão perceber um incentivo econômico para ações de gestão de energia, uma vez que no modelo atual, as suas reduções de consumo não resultam em redução da fatura. Esses consumidores já percebem uma cobrança de custo como sendo fixo, uma vez que a fatura não se altera independente da redução de consumo. 

171. Por outro lado, consumidores que atualmente consomem acima do valor da franquia mínima, poderão entender as alternativas propostas como de desincentivo para gestão de energia, uma vez que a diminuição da tarifa volumétrica (devido à criação da parcela fixa) reduz os indicadores econômicos (pay back, TIR) das opções de gestão de energia. 

172. Para resumir, do ponto de vista do consumidor, os impactos percebidos serão: variação na fatura devido à mudança do modelo tarifário (impactos das alternativas serão debatidos com maiores detalhes na sequência); diminuição da transferência de custos devido a decisões individuais de gestão de energia; nova percepção de (des)incentivo para gestão de energia. 

173. Por seu turno, as distribuidoras, em um primeiro momento terão um custo devido à alteração do sistema de faturamento e novos custos operacionais para as equipes de teleatendimento e comunicação (treinamento, 

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Fl. 39 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

aumento do número de reclamações). Em relação ao custo de adaptação do sistema de faturamento estima-se que seja entre duzentos a trezentos milhões de reais[22] , considerando todas as concessionárias e permissionárias. 

174. Contudo, o maior impacto para as distribuidoras é o risco associado à percepção dos consumidores frente ao novo modelo tarifário. 

175. De outra forma, as distribuidoras perceberiam uma maior estabilidade da receita, diminuições do risco de mercado e do descasamento entre custos e receita. 

176. Para a ANEEL haverá alteração das rotinas operacionais de cálculo tarifário; aumento do número de ligações, para esclarecimentos e reclamações, no teleatendimento; nova prioridade da área de comunicação da Agência frente ao novo desafio; e risco de judicialização da ação administrativa caso haja percepção de perda por parte da sociedade. Além do risco de judicialização, haverá o risco de ação legislativa para vetar/proibir a proposta da Aneel, tal qual ocorreu com a tarifa branca. Ou seja, haverá a necessidade de alteração de prioridades internas da Agência frente ao desafio de mudança do modelo tarifário ora em discussão. 

## **METODOLOGIA** 

177. Novamente, ressalta-se que foi construído um modelo simplificado para análise dos cenários. Tal modelo, de distribuidora fictícia, foi comparado com um caso real, e percebe-se que os resultados obtidos em ambos os modelos são muito similares. De tal forma, entende-se que o modelo proposto para construção das tarifas e análise dos impactos não é exato, mas é válido dado a flexibilidade e a simplicidade de entendimento e análise. 

178. Para construção de tarifas são necessários dados de custos e dados de mercado. Rateando os custos pelo mercado tem-se as tarifas. Os dados de custos utilizados foram contruidos com base nas tarifas, abertas por componentes, aplicadas ao mercado considerado (o do campo de prova). Assim, emula-se a contrução das receitas regulatórias apenas para o grupo B. Por questões de praticidade (número grande de distribuidoras), foi selecionada a estrutura de custos média para visualização dos resultados neste relatório. Porém, na planilha em Excel anexa a este documento, é possível escolher todas as configurações abaixo, mais a específica de cada distribuidora. 

**Tabela 6: Padrões de Estrutura de Custos** 

|**Estrutura de Custos**|**%_capacidade**|**%_UC**||**%_Energia**|
|---|---|---|---|---|
|**Média**|63%|18%|19%||
|**Principal Energia**|21%|5%|74%||
|**Principal UC**|41%|58%|1%||
|**Principal Ca**|89%|8%|3%||
|**Toda PB fixa**|100%|0%|0%||

22 Na reunião de faturamento com as distribuidoras, as grandes concessionárias estimaram um custo de cinco milhões para atualização do sistema de faturamento, e prazo de 1 ano para essa alteração. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 40 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

179. Para o rateio das parcelas relacionadas a UC e Energia, tem-se os dados da distribuidora fictícia de unidades consumidoras por mês e kWh, inclusive com ajustes necessários[23] entre o consumo médio do universo de análise e da empresa real. 

**Tabela 7: Dados ajustados utilizados na análise** 

|<br>**kWh**|<br>**44.898.382,00**|
|---|---|
|**UC (mês)**|1.767,00|
|**Consumo médio**|2.117,45|
|**UC (mês) ajustado***|19.901|
|**Consumo médio ajustado***|188,01|

180. Os dados de quantidades de unidades consumidoras por número de fases foram obtidos da distribuidora fictícia, porém  ajustados com dados de georeferenciamento (Relatório SAS - GEO 31/12/2015): 

**Tabela 8: Informações relacionadas ao número de fases** 

|<br>**Fases**|<br>**Energia(kWh ano)**|<br>**NUC**|
|---|---|---|
|**1ø**|3.687.110.223,23|3.456.228,00|
|**2ø**|3.850.934.823,51|2.414.207,00|
|**3ø**|3.224.368.761,70|1.923.624,00|

181. Os dados de número de unidades de consumidores por faixa da distribuidora fictícia foram também ajustados com os dados obtidos no sistema georeferenciado, de forma a reduzir as distorções em virtude de amostragens. 

182. Para o rateio da parcela relativa a capacidade, cada alternativa apresenta sua particularidade. 

183. Serão mostrados o histograma de impacto[24] (simulação da fatura de cada consumidor da distribuidora fictícia entre a alternativa base e o selecionado), os gráficos das faturas para as maiores variações (positiva e negativa) e a reta tarifária do modelo tarifário juntamente com a curva de impacto, todas para a opção estrutura de custos média. 

##  **Alternativa 0: Atual** 

184. Do ponto de vista do consumidor: como não há alteração da tarifa para o consumidor, o impacto na fatura é zero no curto prazo. No médio e longo prazo, a escolha dos consumidores que optarem por alguma ação de gestão energética continuará impactando os demais consumidores, aumentando suas faturas, resultando em ineficiência no setor. Do ponto de vista da distribuidora: no curto prazo, há perda de receita com a continuidade da 

> 23 No modelo simplificado criado, a relação entre consumo e NUC, ou seja, consumo médio, é relevante para os resultados finais, por isso a necessidade de majorar o número de unidades consumidoras, para que o consumo médio reflita a realidade. 

> 24 É esperado, quando considerado o universo completo de unidades consumidoras de uma distribuidora, que os efeitos percebidos tenham um distribuição normal, uma vez que a receita recuperada será a mesma. Assim, por mais que nos histogramas demonstrados, as barras representando os efeitos percebidos não demonstrem uma distribuição normal, optou-se por construir a Curva de Gauss, entendo que esse deve ser a melhor aproximação quando os cenários forem aplicados às empresas reais. 

> * O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 41 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

tarifa monômia para com consumidores eficientizados no longo prazo e as medidas de eficiência energética continuarão como desinteressantes às empresas. 

##  **Alternativa 1: Atualização da Franquia Mínima** 

185. Nesse cenário, calculou-se a nova franquia mínima capaz de recuperar a parte de capacidade da Parcela B. O resultado é demonstrado na Tabela 9. 

**Tabela 9: resultados da atualização da franquia mínima** 

||||<br>**Franquia Mínima (kWh mês)**|<br>**Franquia Mínima (kWh mês)**|||
|---|---|---|---|---|---|---|
||Atual|Principal UC|Principal Energia|Principal CA|Toda PB Fixa|Média|
|**1ø**|30|43|22|93|104|66|
|**2ø**|50|71|37|155|174|110|
|**3ø**|100|143|73|310|348|219|

186. Ou seja, com exceção da estrutura de custos Principal Energia, a necessidade de consumo mínimo aumentaria em relação à alternativa base. Do ponto de vista do consumidor, os impactos são exibidos nas Figuras na sequência. 

**Figura 7: Histograma de impacto na fatura para a Alternativa 1** 

187. As faturas que apresentaram a maior queda (-0,5%) foram a dos consumidores monofásico com consumo superior a 67 kWh, bifásico a partir de 111 kWh e trifásico a partir de 222 kWh. Do outro lado, as que apresentaram maior aumento (120,5%) foram as dos consumidores monofásico até 30 kWh, bifásico até 50 e trifásico até 100 kWh, conforme demonstrado na Figura 8 e Figura 9. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 42 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

**Figura 8: Menor impacto na fatura para a Alternativa 1 (consumos para monofásico a partir de 67 kWh, bifásico a partir de 111 kWh e trifásicos a partir de 222 kWh)** 

**Figura 9: Maior impacto na fatura para a Alternativa 1 (consumos para monofásico até 30 kWh, bifásico até 50  e trifásico até 100 kWh)** 

188. As retas tarifárias para os consumidores monofásicos, bifásicos e trifásicos são mostrados na Figura 10. Nessa figura e nas demais que apresentam retas tarifárias, existem dois eixos verticais. À esquerda apresenta-se o valor da fatura mensal para incrementos de consumo (em kWh mês) dado pelo eixo horizontal. À direita temos o impacto percebido, para cada valor de consumo, entre o faturamento segundo o modelo atual e o modelo em análise. Sempre, as retas pontilhadas referem-se aos efeitos, enquanto que as retas sólidas, os valores da fatura. 

**----- Start of picture text -----**<br>
 600 300%<br>250%<br> 500<br>200%<br> 400<br>150%<br> 300<br>100%<br> 200<br>50%<br> 100<br>0%<br> ‐ ‐50%<br>Consumo (kWh mês)<br>Fatura Nova ‐ Trifásico Fatura Antiga Efeito<br>R$ Mês<br>0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 390 420 450 480 510 540 570 600 630 660 690 720 750 780 810 840 870 900 930 960 990<br>**----- End of picture text -----**<br>

**Figura 10: Reta tarifária da Alternativa 1 sobre estrutura de custos ‘Média’** 

189. O que se observa é um aumento das faturas para todos os consumidores com consumo abaixo dos novos valores de franquia mínima. Se considerarmos o custo de disponibilidade como um custo fixo, do ponto de vista do consumidor, o aumento da franquia resulta em um aumento do custo fixo, juntamente com o aumento do número de consumidores faturados pelo custo de disponibilidade. Aqueles com consumo acima dos novos valores de franquia mínima observam uma pequena redução, devido à diminuição da tarifa, dada o aumento de mercado. 

190. Do ponto de vista da distribuidora, isso impactaria no mercado faturado das distribuidoras, apresentando substancial aumento, principalmente em distribuidoras com consumo médio baixo. Ademais, há um 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 43 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

diminuição do risco de  mercado, uma vez que parcela significativa dos consumidores seriam faturados pela franquia mínima e a receita garantida da distribuidora majorada. 

191. Atenta-se também ao fato de que os componentes da Parcela B da distribuidora são alterados entre as revisões taifárias periódicas, o que exigiria atualizações de consumo mínimo frequentes. 

##  **Alternativa 2: Custo Comercial** 

192. Nessa Alternativa, acaba-se com os valores de consumo mínimos, e inclue-se no modelo tarifário a cobrança de um valor fixo, por unidade consumidora, sem distinção entre consumidores. Considerando a estrutura de custos média obtem-se o valor de R$ 5,19 mês por UC. Os impactos, para todos os consumidores do campo de prova, para os 12 meses de medição estão no histograma da Figura 11. Conforme se observa, a maioria dos consumidores perceberia uma pequena diminuição da fatura. Outros perceberiam aumentos nas faturas, mas não muito expressivos. 

**Figura 11: Histograma de impacto na fatura para a Alternativa 2** 

193. As faturas que apresentaram a maior redução (-90,1%) e o maior aumento (27,8%) foram, respectivamente, o consumidor trifásico que consome 0 kWh e o monofásico que consome 30 kWh, conforme Figura 12 e Figura 13. 

**Figura 12: Menor impacto na fatura para a Alternativa 2 Figura 13: Maior impacto na fatura para a Alternativa 2 (consumo 0 kWh trifásico) (consumo de 30 kWh monofásico)** 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 44 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

194. As retas para os consumidores monofásicos é mostrado na Figura 14, para os bifásicos na Figura 15 e para os trifásicos Figura 16. 

**----- Start of picture text -----**<br>
 600 0,4<br> 500 0,2<br> 400 0<br> 300 ‐0,2<br> 200 ‐0,4<br> 100 ‐0,6<br> ‐ ‐0,8<br>Consumo (kWh mês)<br>Fatura Nova Fatura Antiga Efeito<br>Figura 14: Reta tarifária para consumidores monofásicos na Alternativa 2<br> 600 0,2<br> 500 0<br> 400 ‐0,2<br> 300 ‐0,4<br> 200 ‐0,6<br> 100 ‐0,8<br> ‐ ‐1<br>Consumo (kWh mês)<br>Fatura Nova Fatura Antiga Efeito<br>R$ Mês<br>0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 390 420 450 480 510 540 570 600 630 660 690 720 750 780 810 840 870 900 930 960 990<br>R$ Mês<br>0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 390 420 450 480 510 540 570 600 630 660 690 720 750 780 810 840 870 900 930 960 990<br>**----- End of picture text -----**<br>

**Figura 15: Reta tarifária para consumidores bifásicos na Alternativa 2** 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

## Fl. 45 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

**----- Start of picture text -----**<br>
 600 0,2<br> 500 0<br> 400 ‐0,2<br> 300 ‐0,4<br> 200 ‐0,6<br> 100 ‐0,8<br> ‐ ‐1<br>Consumo (kWh mês)<br>Fatura Nova Fatura Antiga Efeito<br>R$ Mês<br>0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 390 420 450 480 510 540 570 600 630 660 690 720 750 780 810 840 870 900 930 960 990<br>**----- End of picture text -----**<br>

**Figura 16: Reta tarifária para consumidores trifásicos na Alternativa 2** 

195. Observa-se que à medida que o número de fases aumenta a intensidade do impacto postivo diminui (eixo vertical da direita). Essa variação percentual elevada deve-se ao diminuto valor da fatura (tanto na situação nova como na atual), e da representatividade do custo fixo na nova fatura final. 

196. Ademais, nessa alternativa, como não há o pagamento pela disponibilidade de alguma forma (seja parcela fixa proporcional à capacidade ou franquia mínima), os consumidores com baixo consumo percebem redução significativa da fatura, pois o novo valor é menor do que o valor pago de custo de disponibilidade. 

197. Sem a cobrança da franquia mínima há diminuição do mercado faturado. A tarifa média para as componentes tarifárias volumétricas (transmissão, perdas, encargos e energia) aumenta. Assim, a variação individual da fatura dependerá do quanto cada consumidor paga no modelo atual de custo comercial (percentual da Parcela B com essa rúbrica) e o novo valor fixo e da variação negativa da componente volumétrica da tarifa. Assim, para consumidores com elevado consumo, há uma diminuição da fatura, pois o que pagam no modelo atual (volumétrico) é muito superior aos R$ 5,19. Somado à diminuição da tarifa volumétrica, a redução acentua-se. 

198. Deve-se ressaltar que nessa alternativa o mercado faturado da distribuidora, e a receita garantida (aumentos ou diminuição) de cada empresa dependerá  do percentual de mercado faturado pelo custo de disponibilidade atualmente e do percentual de custo comercial na alternativa proposta. Usando a Distribuidora Ficticia como exemplo, caso todos os consumidores fossem faturados pelo consumo mínimo, estaria garantido 35,6% da receita regulatória. Na Alternativa em análise, apenas 18% do custo de Parcela B seria alocado como fixo. Assim, há uma redução do percentual de receita garantida da distribuidora fictícia. 

##  **Alternativa 3: Custo Fixo** 

199. Nessa Alternativa define-se um valor fixo, sem distinção entre consumidores, a ser cobrado mensalmente das unidades consumidoras em reais. São considerados para definição dessa parcela fixa os custos de Parcela B proporcionais à capacidade e aos custos comerciais. Considerando a estrutura de custos média, então 81% dos custos de distribuição seriam alocados como custo fixo, proporcionais ao número de unidades consumidoras. Esse modelo tarifário é um modelo de tarifa em duas partes clássico. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 46 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

200. Considerando a estrutura de custos média, obtem-se a tarifa fixa de R$ 23,36 por unidade consumidora por mês. Nesse valor já está considerado o valor de R$ 5,19 referente aos custos proporcionais ao número de unidades consumidoras (custo comercial). 

**Figura 17: Histograma de impacto na fatura para a Alternativa 3** 

201. Como se observa na Figura 17 a maioria das unidades consumidoras do campo de prova percebeu diminuição na fatura. A redução da fatura deve-se à diminuição da tarifa volumétrica e ao fato de que o valor da tarifa fixa, R$ 23,36, é menor do que o do modelo atual, ou seja, há uma diminuição da participação do custo de Parcela B na fatura total desse consumidores.  Por ser um efeito redistributivo, há consumidores que perceberam um aumento da fatura, pois na alternativa 3 pagarão mais custos relacionados à Parcela B do que na condição atual. 

202. As faturas que apresentaram a maior queda (-55,53%) e o maior aumento (124,7%) foram, respectivamente, o consumidor trifásico que consome 0 kWh e o monofásico que consome 30 kWh, conforme Figura 18 e Figura 19. 

**Figura 18: Maior queda na fatura para a Alternativa 3** 

**Figura 19: Maior aumento na fatura para a Alternativa 3** 

203. As retas tarifárias para os consumidores monofásicos é mostrada na Figura 20. Não se apresentam as retas paras os consumidores bifásicos e trifásicos pois possuem comportamento semelhante, mudando apenas a 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

## Fl. 47 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

intensidade dos efeitos. Os detalhes da simulação desses tipos de consumidores podem ser consultados na planilha anexa. 

**----- Start of picture text -----**<br>
 600 140%<br>120%<br> 500<br>100%<br> 400 80%<br>60%<br> 300<br>40%<br> 200 20%<br>0%<br> 100<br>‐20%<br> ‐ ‐40%<br>Consumo (kWh mês) Fatura Nova Fatura Antiga Efeito<br>R$ Mês<br>0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 390 420 450 480 510 540 570 600 630 660 690 720 750 780 810 840 870 900 930 960 990<br>**----- End of picture text -----**<br>

**Figura 20: Reta Tarifária para consumidores monofásicos na Alternativa 3** 

204. Observa-se acima que,  medida que o número de fases aumenta, a intensidade do impacto diminui. Ademais, o montante pago à titulo de utilização do sistema diminiu para os consumidores com elevado consumo, uma vez que pagam o mesmo valor monetário que consumidores com menor consumo, a tarifa fixa. Os demais componentes tarifários continuam volumétricos e a ainda dependem da quantidade de energia consumida. 

205. Nesse cenário, não haverá franquia mínima. O fim da cobrança da franquia mínima impactará no mercado faturado, diminuindo-o. Esse fato é relevante nas distribuidoras que possuem parcela considerável de faturamento pela franquia mínima. Contudo, o percentual de receita garantida de Parcela B das empresas tende a aumentar, uma vez que parcela significatica do custo de distribuição é alocado proporcionalmente a uma variável com pequena variação. 

##  **Alternativa 4: Custo Fixo Diferenciado** 

206. Na Alternativa 3 trata-se todos os consumidores sem discriminação, de tal forma que o ressarcimento dos consumidores pelo uso do sistema de distribuição não depende do tamanho da unidade consumidora. Sabe-se que quanto maior a unidade consumidora, em relação às demais, maior é a parcela do sistema reservado[25] para esse consumidor. Assim, considerando o príncipio de eficiência alocativa, é importante que seja feita uma diferenciação. Nessa alternativa avalia-se então formas de diferenciar os consumidores dados o seu tamanho e impacto no sistema. As opções avaliadas são a diferenciação por número de fases (monofásico, bifásico e trifásico) e por faixas de consumo. 

## i.Diferenciado por fases de atendimento: 

> 25 Quanto maior o tamanho da unidade consumidora, é esperado que maior será o uso do sistema, e, por consequência, maior disponibilidade de rede e transformação é necessária para atendimento desses consumidores. 

> * O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 48 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

207. Na Alternativa 4a, onde o custo fixo é diferenciado pelo número de fases, os impactos se alteram sensivelmente em relação à Alternativa 3. Além disso, os valores de tarifa fixa por fase (R$ 19,38 monofásico, R$ 26,21 bifásico e R$ 26,74 trifásico) para a estrutura de custos média, são significativamente diferentes em relação à Alternativa 3, sinalizando que uma diferenciação é válida. 

208. Por mais que, na estrutura de custos média, os valores entre bifásico e trifásico sejam semelhantes, tal similaridade se deve à estrutura de mercado considerada. Cabe ressaltar que a premissa utilizada para definição das tarifas é a igualdade de receitas de cada grupo de consumidores no cenário atual e no cenário proposto. Por exemplo, segregam-se os consumidores por fase. Verifica-se o mercado de energia de cada grupo (mono, bi e trifásico). Apura-se a receita recuperada no modelo atual (tarifa em R$/MWh e mercado em MWh) em cada grupo (mono, bi e trifásico). Por fim, dividem-se essas receitas em duodécimos e depois pelo numero de unidades consumidoras de cada grupo. 

209. Assim, a diferença relativa entre as tarifas fixas dependerá da estrutura de mercado de cada empresa, e do consumo médio de cada grupo, no caso do consumo médio dos consumidores monofásico, bifásico e trifásico. Ressalta-se que nas simulações está sendo utilizada as informações de mercado do BDGD. 

210. Na Figura 21 apresenta-se o impacto para os consumidores do campo de prova considerando a estrutura de custos média e a estrutura de mercado da Cemig-D[26] . Importante ressaltar que a receita recuperada entre as duas alternativas é diferente. Devido a estrutura de mercado de construção das tarifas e o mercado de aplicação serem distintos é esperada uma diferença entre receitas. No caso, a receita recuperada na Alternativa 4a é 29% inferior à Alternativa 0. Logo, os efeitos da Figura 21, em especial à média, estão distorcidos. 

**Figura 21: Histograma de impacto na fatura para a Alternativa 4a** 

26 Optou-se por utilizar a estrutura de mercado de uma empresa em específico, pois entende-se que a consideração de uma estrutura de mercado médio não representava adequadamente nenhuma empresa e nem o comportamento esperado. A Cemig-D foi a escolhida pois foi a empresa base da análise. Na planilha em anexo, é possível utilizar os parâmetros de outras empresas. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 49 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

211. As faturas que apresentaram a maior queda (-48,13%) e o maior aumento (98,52%) foram, respectivamente, as do consumidor trifásico que consome 0 kWh e a do monofásico que consome 30 kWh, conforme Figura 22 e Figura 23. 

**Figura 22: Maior queda na fatura para a Alternativa 4a** 

**Figura 23: Maior aumento na fatura para a Alternativa 4a** 

212. As retas tarifárias para os consumidores monofásicos é apresentada na Figura 24. 

**----- Start of picture text -----**<br>
 600 120%<br>100%<br> 500<br>80%<br> 400<br>60%<br> 300 40%<br>20%<br> 200<br>0%<br> 100<br>‐20%<br> ‐ ‐40%<br>CONSUMO (KWH MÊS) Fatura Nova Fatura Antiga Efeito<br>R$ MÊS<br>0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 390 420 450 480 510 540 570 600 630 660 690 720 750 780 810 840 870 900 930 960 990<br>**----- End of picture text -----**<br>

**Figura 24: Reta tarifária para consumidores monofásicos na Alternativa 4a** 

213. As reduções para os consumidores de elevado consumo são da ordem de 20%. Tal efeito deve-se à diminuição significativa da tarifa volumétrica somada ao fato do custo fixo ser inferior ao que tais consumidores pagam atualmente de uso do sistema de distribuição. Por outro lado, os aumentos mais expressivos são para os consumidores cujo valor final da fatura é baixo. Assim, qualquer 1 real de variação é expressivo no efeito percebido. 

## ii.Diferenciado por faixas de consumo: 

214. Neste cenário, 4b, os impactos  mostrados resultaram do enquadramento das unidades consumidoras nas faixas de consumo com base no consumo médio dos últimos 12 meses. Outra alternativa, disponível na planilha em Excel anexa a este documento, é realizar o enquadramento das faixas considerando o consumo do mês. O enquadramento nas faixas de consumo como a média dos últimos 12 meses evita alterações de enquadramento mês 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 50 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

a mês e impactos bruscos a cada fatura. Ou seja, traz mais estabilidade à fatura dos consumidores, algo importante para um modelo tarifário. 

215. As faixas de consumo consideradas foram as da Campanha de Medidas, definidas pelo Módulo 2 do PRODIST, e diferentes para os subgrupos B1, B2 e B3. Serão mostrados aqui apenas os impactos para o subgrupo B1, e os impactos para os demais subgrupos estão na planilha excel anexa a este documento. 

**Figura 25: Histograma de impacto na fatura para a Alternativa 4b (média dos últimos 12 meses)** 

216. Nesse histograma aparecem variações muito elevadas (acima de 1.000% de efeito) devido ao consumo zero, em determinado mês, de consumidores enquadrados em faixas de consumo elevado. Assim, em vez de pagarem o valor de franquia mímina, da ordem de R$ 50,00/mês, pagariam o valor da tarifa fixa, acima de R$ 1.000,00 para as últimas faixas dos subgrupos B2 e B3. 

217. As faturas que apresentaram a maior queda (-78,44%) e o maior aumento (48,30%) foram, respectivamente, o consumidor trifásico que consome 0 kWh e o monofásico que consome 30 kWh, conforme Figura 26 e Figura 27. Importante lembrar que são consumidores do subgrupo B1, residencial. 

**Figura 26: Maior queda na fatura para a Alternativa 4b** 

**Figura 27: Maior aumento na fatura para a Alternativa 4b** 

218. As retas tarifárias para os consumidores monofásicos são mostrados abaixo (para consumidores B1 e enquadramento como a média dos últimos 12 meses). 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

## Fl. 51 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

**----- Start of picture text -----**<br>
 700 60%<br>50%<br> 600<br>40%<br> 500 30%<br>20%<br> 400<br>10%<br> 300<br>0%<br> 200 ‐10%<br>‐20%<br> 100<br>‐30%<br> ‐ ‐40%<br>CONSUMO (KWH MÊS) Fatura Nova Fatura Antiga Efeito<br>Figura 28: Reta tarifária para consumidores monofásicos na Alternativa 4b<br> 7.000 60%<br>50%<br> 6.000<br>40%<br> 5.000 30%<br>20%<br> 4.000<br>10%<br> 3.000<br>0%<br> 2.000 ‐10%<br>‐20%<br> 1.000<br>‐30%<br> ‐ ‐40%<br>Consumo (kWh mês) Fatura Nova Fatura Antiga Efeito<br>R$ MÊS<br>0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 390 420 450 480 510 540 570 600 630 660 690 720 750 780 810 840 870 900 930 960 990 1020<br>R$ Mês<br>0 270 540 810 1080 1350 1620 1890 2160 2430 2700 2970 3240 3510 3780 4050 4320 4590 4860 5130 5400 5670 5940 6210 6480 6750 7020 7290 7560 7830 8100 8370 8640 8910 9180 9450 9720 9990 10260 10530 10800<br>**----- End of picture text -----**<br>

**Figura 29: Reta tarifária ampliada para consumidores monofásicos na Altrnativa 4b** 

219. Um dos aspectos de um modelo tarifário por faixas é a descontinuidade das retas tarifárias, uma vez que ocorre trocas de faixa. Quanto maior o número de faixas, menor essa descontinuidade. Quando menor o valor das tarifas fixas, em relação a fatura final, menor a descontinuidade. 

##  **Alternativa 5: Demanda** 

220. Nessa alternativa avaliam-se os impactos de um modelo tarifário com base na demanda medida, similar ao que ocorre no faturamento do grupo A. Nessa alternativa parte-se da necessidade de troca do sistema de medição. 

221. Para a análise não temos medições das unidades consumidoras com intervalo superior a 60 dias, o que limitou a análise sobre a variação sazonal da demanda ao longo dos meses e outras informações que possam ser necessárias para um melhor desenho tarifário. 

222. Construiu-se a tarifa de demanda com base nas medições de demanda do campo de prova. Considerando a estrutura de custos média, a tarifa de demanda seria da ordem de 6,09 R$/kW. Na Figura 30 mostrase o histograma de impacto do modelo de tarifa de potência para os consumidores da distribuidora fictícia. Observamse impactos expressivos para algumas unidades consumidoras. Esse impacto deve-se à consideração de um único 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 52 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

valor de demanda para os 12 meses de faturamento, independente do consumo medido para o respectivo mês. Assim, para unidades consumidoras com consumo médio elevado e com algum mês com consumo baixo, há uma variação expressiva da fatura nesse mês. Contudo, espera-se que tal efeito seja causado pela falta de informações. 

**Figura 31: Histograma de impacto na fatura para a Alternativa 5** 

223. Ao contrário das demais alternativas, onde é possível criar uma reta tarifária e mapear os impactos com maior precisão, nessa alternativa é necessária uma variável adicional o fator de carga. Na Figura 32 simula-se o faturamento para uma unidade consumidora com consumo de 160 kWh, a estrutura de custos média e a tarifa média. Apresenta-se a fatura atual e a fatura na Alternativa 5 alterando-se o fator de carga de 5% a 50%. Observa-se que a fatura varia consideravelmente dado o valor do fator de carga. 

**Figura 32: Influência do fator de carga no faturamento** 

224. Dada essa dificuldade, opta-se por não apresentar os gráficos de maior e menor impacto nem as retas tarifárias, devido à diversidade de cenários possíveis. Assim, na Figura 33 apresenta-se a reta tarifária para o fator de carga igual a 0,14, que é a mediana dos fatores de carga do campo de prova. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

## Fl. 53 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

**----- Start of picture text -----**<br>
 600 30%<br>20%<br> 500 10%<br>0%<br> 400<br>‐10%<br>‐20%<br> 300<br>‐30%<br>‐40%<br> 200<br>‐50%<br> 100 ‐60%<br>‐70%<br> ‐ ‐80%<br>Consumo (kWh mês) Fatura Nova Fatura Antiga Efeito<br>R$ Mês<br>0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 390 420 450 480 510 540 570 600 630 660 690 720 750 780 810 840 870 900 930 960 990<br>**----- End of picture text -----**<br>

**Figura 34: Reta tarifária para consumidores monofásicos na Alternativa 5 – FC = 14%** 

225. A análise dessa alternativa será diferenciada das demais alternativas. Ao invés de afirmações com base em simulações, serão apresentados alguns pontos para discussão e coleta de percepções, de tal forma que a Audiência Pública seja uma oportunidade de diálogo para esclarecimento e surgimento de novos pontos de discussão. 

226. Inicialmente deve-se analisar o impacto da troca dos equipamentos de medição para as unidades consumidoras. Considerando o preço de aquisição e instalação de medidor eletrônico da ordem de R$ 500,00, aplicando a metodologia para remuneração e depreciação do ativo (Submódulo 6.3 do PRORET), obtêm-se um valor de encargo mensal de conexão da ordem de R$ 11,02 por unidade consumidora. Este valor reflete o custo de disponibilização do eletrônico caso instalado numa unidade consumidora. Deve-se ressaltar que essa não é a atual forma de remuneração desse ativo, bem como de faturamento, mas permite quantificarmos o seu impacto de forma individualizada. 

227. Assim, considerando o consumo médio residencial brasileiro da ordem de 160[27] kWh mês, e a tarifa média considerada nesse estudo de 0,53 R$/kWh, a disponibilização do medidor representaria um aumento de 13% na fatura das unidades consumidoras. Em consumos mais elevados o impacto é menor. Em um consumo médio de 1.000 kWh mês, representaria um acréscimo de 2,08% na fatura. 

**Tabela 10: Estimativa de impacto da substituição de medidor** 

|**Consumo médio (kWh mês)**|**Impacto na fatura atual**|
|---|---|
|**160 (média Brasil)**|13%|
|**416**|5%|
|**2.070**|1%|
|**4.200**|0,5%|

228. Outro aspecto de avaliação são os benefícios da medição de demanda para as unidades consumidoras de baixa tensão. Tal alternativa garante precisão na medição dessa variável. Os consumidores serão 

> 27 Anuário Estatístico de Energia Elétrica 2018 - EPE 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 54 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

precisamente discriminados pelo seu impacto máximo no sistema. Contudo, a medição de demanda sem a respectiva diferenciação horária pode gerar ineficiências alocativas. 

229. Na Figura 35 compara-se a medição de dois consumidores residenciais atendidos por uma mesma distribuidora com consumo médio entre 100 e 220 kWh. A demanda máxima de ambos é da mesma magnitude, porém ocorrem em momentos bem distintos. Um dos consumidores faz uso do sistema no horário de ponta, momento de maior utilização do sistema pelo conjunto de consumidores, enquanto que o outro consumidor faz uso so sistema em momento de menor utilização. Os custos marginais de atendimento desses clientes são distintos, logo, com base no principio da eficiência alocativa, deveriam ter tarifas diferentes. Sem a informação horária da demanda não se pode diferenciar esse dois consumidores. 

**Figura 36: Comparativo de medição de demanda de consumidores** 

230. Importante esclarecer que a medição da demanda horária não é a única solução para tratar do problema relatado. Na Figura 37, compara-se a medição de um consumidor residencial da faixa de 100 a 220 kWh, alterando-se a integralização da medição, de 5 minutos, de 15 minutos e de 1 hora. Observa-se que o intervalo de integralização altera a magnitude da variável medida. Hoje, adota-se o intervalo de 15 minutos. Deve-se observar que, mesmo na medição horária, o momento de maior uso do sistema continua sendo demonstrado. 

231. Assim, deve-se avaliar se com a substituição do parque de medidores não deveríamos ter uma tarifação horária. Assim, com a troca do parque de medição, deve-se decidir qual é o melhor modelo de medidor para atender o melhor modelo tarifário. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 55 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

**Figura 37: Comparativo da janela de integralização das medições** 

232. Ademais, outra dúvida é em relação à variação da fatura dos consumidores mês a mês e, por consequência, à variação do faturamento das distribuidoras. O consumo de energia possui menor volatilidade face a demanda associada a este consumo. Em outras palavras, para um mesmo consumo, posso ter registrados valores bem distintos de demanda máxima, diante de sua condição temporal (registro em pequeno intervalo de tempo). Esta condição poderá expor a distribuidora a um maior risco de mercado e incertezas sobre a recuperação da receita regulatória, solução contrária ao que se almeja com a tarifa binômia. 

##  **Alternativa 6: Qualidade** 

233. Nessa alternativa avaliam-se 5 opções. Inicialmente discute-se a inclusão da variável qualidade na tarifa fixa, que é a Alternativa 6base. Nessa simulação, isola-se a proposta da diferenciação geográfica da tarifa com base na qualidade, para facilitar o entendimento do método proposto. Após, inicia-se a análise conjunta da tarifa fixa com a diferenciação da qualidade. Por essa razão, fez-se necessário a construção de 4 cenários de análise. Na Alternativa 4a utiliza-se a diferenciação geográfica e a diferenciação por fases para construção da tarifa binômia. Na Alternativa 4b utiliza-se a diferenciação por qualidade e a diferenciação por faixas de consumo, as mesmas faixas da Alternativa 4b. 

234. Nas simulações dessa Alternativa 4b, percebeu-se diferenciação pouco expressiva entre faixas similares de diferentes subgrupos[28] . Assim, percebeu-se a possibilidade de diminuir a complexidade do quadro tarifário e discutir a não diferenciação da tarifa fixa por subgrupos tarifários. Para isso, criou-se a Alternativa 4c, sem diferenciação das faixas de consumo por subgrupo. Nessa Alternativa criaram-se 30 faixas de consumo, com o objetivo de definir um número menor de faixas, Alternativa 4d. Assim, o Cenário 4c serve apenas de base para o Cenário 4d. A Tabela 11 apresenta as faixas de consumo analisadas em cada subcenário. 

> 28 A tarifa fixa da primeira faixa dos subgrupos B1 e B2 eram muito próximas em valores absolutos, por exemplo. 

> * O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

## Fl. 56 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

**Tabela 11: faixas de consumo dos subcenários** 

|Alternativa 6b|Alternativa 6b|Alternativa 6c|Alternativa 6d|
|---|---|---|---|
|B1‐Faixa|0‐100|01 Faixa  0‐50|01 Faixa  0‐50|
|B1‐Faixa|100‐220|02 Faixa 50‐100|02 Faixa 50‐100|
|B1‐Faixa|220‐500|03 Faixa 100‐150|03 Faixa 100‐250|
|B1‐Faixa|500‐1000|04 Faixa 150‐200|04 Faixa 250‐1000|
|B1‐Faixa|>1000|05 Faixa 200  250|05 Faixa>1000|
|B2‐Faixa|0‐300|06 Faixa 250‐300||
|B2‐Faixa|300‐1000|07 Faixa  300‐350||
|B2‐Faixa|1000‐5000|08 Faixa 350‐400||
|B2‐Faixa|>5000|09 Faixa 400‐450||
|B3‐Faixa|0‐1000|10 Faixa 450‐500||
|B3‐Faixa|1000‐3000|11 Faixa 500‐550||
|B3‐Faixa|3000‐5000|12 Faixa 550‐600||
|B3‐Faixa|>5000|13 Faixa 600‐700||
|||14 Faixa 700‐800||
|||15 Faixa 800‐900||
|||16 Faixa 900‐1000||
|||17 Faixa 1000‐1200||
|||18 Faixa 1200‐1400||
|||19 Faixa 1400‐1600||
|||20 Faixa 1600‐1800||
|||21 Faixa 1800‐2000||
|||22 Faixa 2000‐2500||
|||23 Faixa 2500‐3000||
|||24 Faixa 3000‐3500||
|||25 Faixa 3500‐4000||
|||26 Faixa 4000‐4500||
|||27 Faixa 4500‐5000||
|||28 Faixa 5000‐6000||
|||29 Faixa 6000‐7000||
|||30 Faixa Demais||

b. Alternativa 6base: Cálculo do custo de disponibilidade com diferenciação por qualidade 

235. Novamente deve-se frisar que o objetivo desse cenário é separar a discussão do método de diferenciação da tarifa com base na qualidade. O método foi descrito com maiores detalhes nos páragrafos 152 à 0. Como destacado, foram criados até 3 divisões geográficas das distribuidoras. Assim, os impactos mostrados serão divididos por localidade (3 localidades, que representam os três clusters, contendo os conjuntos das unidades consumidoras). Escolheu-se a distribuidora RGE para visualização dos impactos, diante da homogeneidade da distribuição de número de unidades consumidoras entre as localidades. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 57 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

**Figura 38: Histograma de impacto na fatura para a Alternativa 6base** 

236. Optou-se por mostrar somente a frequência da localidade 2 por questão de visualização no gráfico. A frequência das outras localidades são as mesmas, só que deslocadas, conforme o valor médio da distribuição normal, uma vez que se aplica a tarifa das três localidades para emular a fatura de todas as unidades consumidoras do campo de prova. 

237. As faturas que apresentaram a maior queda (-64,62%) e o maior aumento (149,07%) foram, respectivamente, o consumidor trifásico da localidade 3 (pior qualidade) que consome 0 kWh e o monofásico da localidade 1 (melhor qualidade) que consome 30 kWh, conforme abaixo. 

**Figura 39: Maior queda na fatura para a Alternativa 6base** 

**Figura 40: Maior aumento na fatura para a Alternativa 6base** 

238. Apresentam-se as retas tarifárias para os consumidores monofásicos das três localidades. Como esperado, nas localidades de menor qualidade, as tarifas são menores, os efeitos de majoração da fatura são menores do que na localidade com melhor qualidade, onde a tarifa fixa é maior. A localidade com qualidade média apresenta variação no meio das duas outras. Em relação às reduções, para os consumidores com elevado consumo, a ordem de grandeza é similar, independente da localidade. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 58 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

**----- Start of picture text -----**<br>
 600 120%<br>100%<br> 500<br>80%<br> 400<br>60%<br> 300 40%<br>20%<br> 200<br>0%<br> 100<br>‐20%<br> ‐ ‐40%<br>Consumo (kWh mês) Fatura Nova Fatura Antiga Efeito<br>R$ Mês<br>0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 390 420 450 480 510 540 570 600 630 660 690 720 750 780 810 840 870 900 930 960 990<br>**----- End of picture text -----**<br>

**Figura 41: Reta tarifária para consumidores monofásicos da localidade 2 na Alternativa 6base** 

239. Neste cenário, o fim da cobrança da franquia mínima impactará no mercado faturado, principalmente de empresas que possuem parcela considerável de faturamento pela franquia mínima. Ademais, da análise dos conjuntos e de seus limites de qualidades (DEC e FEC), observa-se que a maioria dos consumidores ficam enquadrados na localidade com melhor qualidade. De outra forma, nos clusters com qualidade menor que a qualidade média, o número de unidades consumidoras é sempre o menor. 

240. Ademais, em distribuidoras onde os limites dos melhores conjuntos é muito diferente dos limites dos piores conjuntos, a diferença entre as tarifas fixas pode ser de 8 vezes (caso da LIGHT). Do outro lado, para algumas distribuidoras, essa diferença foi menor do que 2 vezes. Para a maioria das empresas, a diferença entre a maior e menor tarifa fica entre 2 e 4 vezes. Importante frisar que essa relação é resultado dos limites de qualidade definidos para os conjuntos das distribuidoras. 

c. Alternativa 6a: Cálculo do custo fixo com diferenciação por número de fases e qualidade 

241. Novamente, os impactos mostrados serão divididos por localidade (3 localidades). Escolheu-se a empresa RGE para visualização dos impactos, pois sua distribuição de número de unidades consumidoras entre as localidades é mais homogênea. Optou-se por mostrar somente a frequência da localidade 2 por questão de visualização no gráfico. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 59 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

**Figura 42: Histograma de impacto na fatura para a Alternativa 6a** 

242. As faturas que apresentaram a maior queda (-64,62%) e o maior aumento (114,33%) foram, respectivamente, o consumidor trifásico da localidade 3 (pior qualidade) que consome 0 kWh e o monofásico da localidade 1 (melhor qualidade) que consome 30 kWh, conforme abaixo. 

**Figura 43: Maior queda na fatura para a Alternativa 6a** 

**Figura 44: Maior aumento na fatura para a Alternativa 6a** 

243. Apresentam-se as retas tarifárias para os consumidores monofásicos para a localidade 2, com qualidade média. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 60 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

**----- Start of picture text -----**<br>
 600 100%<br>80%<br> 500<br>60%<br> 400<br>40%<br> 300<br>20%<br> 200<br>0%<br> 100<br>‐20%<br> ‐ ‐40%<br>CONSUMO (KWH MÊS) Fatura Nova Fatura Antiga Efeito<br>R$ MÊS<br>0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 390 420 450 480 510 540 570 600 630 660 690 720 750 780 810 840 870 900 930 960 990<br>**----- End of picture text -----**<br>

**Figura 42: Reta Tarifária para consumidores monofásicos da localidade 2 na Alternativa 6a** 

244. Neste cenário, o fim da cobrança da franquia mínima impactará no mercado faturado, principalmente de empresas que possuem parcela considerável de faturamento pela franquia mínima. As características das Alternativas 4a[29] e 6base[30] se somam nesse Alternativa. Importante ressaltar que, nesse cenário, têm-se uma tabela tarifária com 3 colunas e 3 linhas, além da tarifa volumétrica, aumentando a complexidade do resultado do cálculo tarifário. Contudo, cada unidade consumidora será classificada em uma condição para aplicação da tarifa. 

d. Alternativas 6b, 6c, 6d: Cálculo do custo de disponibilidade com diferenciação por faixa de consumo e qualidade 

245. Essas três alternativas foram analisadas em conjunto para simplificar a análise. Lembrando, a Alternativa 6b foi construída utilizando as faixas de consumo estratificadas conforme a Campanha de Medidas. Na Alternativa 6c, não se faz mais a divisão por subgrupos e as faixas de consumo foram segmentadas em 30 faixas, para que se estudasse a melhor forma de agregação, que resultou na Alternativa 6d, com 5 faixas. 

246. As Alternativas 6b e 6c serviram de insumo para a Alternativa 6d e estão disponíveis para análise na planilha em Excel anexa a este documento. Será exposto aqui somente os resultados da Alternativa 6d. 

> 29 A diferenciação dos consumidores dado o seu tamanho e a utilização de um atributo físico para a distinção. 

> 30 A inclusão da variável localidade por meio das definições de qualidade aumentam a tarifa da percepção de serviço por parte dos consumidores. 

> * O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 61 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

**Figura 45: Histograma de impacto na fatura para a Alternativa 6d** 

247. Optou-se por mostrar somente a frequência da localidade 2 por questão de visualização no gráfico. E, novamente, a empresa escolhida para visualização dos dados aqui foi a RGE, por apresentar as distribuições de número de consumidores entre os 3 clusters mais homogêneos. 

248. As faturas que apresentaram a maior queda (-87,2%) e o maior aumento (52,02%) foram, respectivamente, a do consumidor trifásico da localidade 3 (pior qualidade) que consome 0 kWh e a dos da localidade 1 (melhor qualidade) que consome 1000 kWh, independentemente se monofásico, bifásico ou trifásico, conforme abaixo: 

**Figura 46: Maior queda na fatura para a Alternativa 6d** 

**Figura 47: Maior aumento na fatura para a Alternativa 6d** 

249. As retas tarifárias para os consumidores monofásicos da localidade 2 são mostradas abaixo. Há dois gráficos, de modo a exibir o impacto para as faixas maiores de consumo, onde há os maiores impactos: 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

## Fl. 62 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

**----- Start of picture text -----**<br>
 800 50%<br>40%<br> 700<br>30%<br> 600 20%<br> 500 10%<br>0%<br> 400<br>‐10%<br> 300 ‐20%<br> 200 ‐30%<br>‐40%<br> 100<br>‐50%<br> ‐ ‐60%<br>Consumo (kWh mês) Fatura Nova Fatura Antiga Efeito<br>Figura 48: Reta tarifária para consumidores monofásicos da localidade 2 na Alternativa 6d<br> 7.000 50%<br>40%<br> 6.000<br>30%<br> 5.000 20%<br>10%<br> 4.000<br>0%<br>‐10%<br> 3.000<br>‐20%<br> 2.000 ‐30%<br>‐40%<br> 1.000<br>‐50%<br> ‐ ‐60%<br>Consumo (kWh mês) Fatura Nova Fatura Antiga Efeito<br>R$ Mês<br>0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 390 420 450 480 510 540 570 600 630 660 690 720 750 780 810 840 870 900 930 960 990<br>R$ Mês<br>0 260 520 780 1040 1300 1560 1820 2080 2340 2600 2860 3120 3380 3640 3900 4160 4420 4680 4940 5200 5460 5720 5980 6240 6500 6760 7020 7280 7540 7800 8060 8320 8580 8840 9100 9360 9620 9880 10140 10400 10660 10920<br>**----- End of picture text -----**<br>

**Figura 49: Reta tarifária ampliada para consumidores monofásicos da localidade 2 na Alternativa 6d** 

250. Ao contrário dos outros cenários, aqui o maior aumento não foi para o consumidor monofásico de 30 kWh, e sim, para o que consome 1.000 kWh. Percebe-se que as descontinuidades das faixas possuem uma magnitude elevada, pois o consumidor monofásico que consome 999 kWh tem um impacto negativo de -11,1%, e o consumo adicional de 1 kWh altera o impacto para +52,0%, quando comparados com a fatura no modelo tarifário atual. 

251. Uma das discussões relevantes nesse modelo tarifário é a definição das faixas de consumo. Na estipulação do número de faixas é importante analisar a complexidade de um aumento do número delas versus a melhora da discriminação de consumidores dado o aumento do número de faixas. Ademais, quanto maior o número de faixas, menor a amplitude das variações em relação ao cenário base. 

252. Assim como nos demais, nessa  alternativa, o fim da cobrança da franquia mínima impactará no mercado faturado, principalmente de empresas que possuem parcela considerável de faturamento pela franquia mínima. 

## **8.2 Comparação das Alternativas** 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 63 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

253. Diante da dificuldade e imprecisão de mensurar os benefícios de uma mudança de modelo tarifário que têm como resultados uma maior eficiência econômica, opta-se por uma análise multicritério qualitativa para análise do eixo de alocação e faturamento. Como critérios para ponderação elegeram-se: 

- os itens citados na seção _1. PROBLEMA REGULATÓRIO_ (1.2 Separação entre produto e serviço, 1.3 Receita da distribuidora atrelada ao consumo de energia elétrica, 1.4 Gestão de Energia, 1.5 Inovações disruptivas, 1.6 A Granularidade das Tarifas e 1.7 O Custo de Disponibilidade); 

- as premissas de modelos tarifários (eficiência alocativa, eficiência produtiva, sustentabilidade, equidade e simplicidade); e 

- a percepção do consumidor do serviço prestado. 

254. No eixo de custos fixos e variáveis, dentre os três cenários propostos, a consideração da opção média (cenário _iii_ ), e aplicação a todas as empresas do mesmo percentual, não contempla as particularidades de cada área de concessão. Por mais que esse cenário tenha sido escolhido para demonstração dos resultados das propostas, esse cenário possui validade para uma análise onde busca esclarecer e demonstrar a ordem de grandeza das variações esperadas. 

255. O cenário _ii_ contempla a particularidade de cada concessão. A discussão é se a análise de formação do custo regulatório de Parcela B representa adequadamente as variações de custo (fixos e variáveis). Tal opção também oportuna uma maior discussão de estrutura tarifária nas audiências públicas de revisão tarifária das distribuidoras. 

256. A opção de considerar toda a Parcela B como fixa (cenário _i_ ), além de embasamento teórico (custos dos sistemas são fixos no curto prazo), é simples. Porém, tal qual o cenário _iii,_ não considera as particularidades de cada área de concessão. 

257. O quadro a seguir apresenta a análise da Alternativa 0 que contempla a condição de inação regulatória, e servirá para análise comparativa dos demais cenários. 

|**Critérios**|**Critérios**|**Avaliação**|
|---|---|---|
|**Problemas Regulatórios**|Separação entre produto e serviço|a separação entre TUSD e TE já existe,<br>contudo a percepção dos consumidores e<br>da sociedade ainda não é clara;|
||Receita da distribuidora atrelada ao<br>consumo de energia|o faturamento do grupo B é altamente<br>dependente do consumo de energia das<br>unidades consumidoras, o custo de<br>disponibilidade garante  apenas uma<br>parcela muito pequena de faturamento da<br>parcela B;|
||Gestão de energia|do ponto de vista dos consumidores, esse<br>cenário é o mais atrativo para ações de<br>gestão de energia, sendo o custo de<br>disponibilidade a única restrição para|

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

## Fl. 64 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

|||essas<br>ações.<br>Contudo,<br>para<br>os<br>consumidores que consomem abaixo do<br>valor de franquia mínima da sua fase, não<br>há incentivo para gestão de energia.<br>Ademais, em um momento posterior há um<br>repasse de custos entre os consumidores;<br>Do ponto de vista das distribuidoras, ações<br>de gestão de energia, têm repercussão<br>direta em seu faturamento, fazendo com<br>que sejam relutantes a tais ações;|
|---|---|---|
||Inovações disruptivas|do ponto de vista do consumidor há<br>incentivo econômico para inovações que<br>diminuam o consumo e por consequência<br>a fatura. A distribuidora tem interesse em<br>inovações que diminuam o custo e/ou<br>aumentem o faturamento;|
||Granularidade|o atual modelo não contempla a<br>informação<br>espacial<br>nas<br>tarifas.<br>Lembrando que existem informações<br>sobre granularidade temporal nas tarifas<br>(tarifa branca e bandeiras tarifárias)<br>contudo não são objeto de análise nesse<br>AIR;|
||Custo de disponibilidade|o atual modelo apenas no nome têm a<br>função pretendida. Esse modelo de<br>franquia mínima garante  apenas uma<br>fatura<br>mínima<br>a<br>ser<br>paga<br>pelos<br>consumidores e uma parcela de receita<br>garantida para as distribuidoras. Ademais,<br>contamina o processo tarifário com<br>imprecisão, pois o mercado faturado é<br>diferente (maior) do mercado medido;|
|**Princípios Tarifários**|Eficiência alocativa|a tarifa volumétrica proporcional ao<br>consumo de energia diferencia a fatura dos<br>consumidores de acordo com o montante<br>de energia consumida. Quando se analisa<br>os custos variáveis, tal diferenciação é<br>adequada. Porém, quando se avaliam os<br>custos fixos, a diferenciação já deixa de<br>ser adequada, gerando um subsidio<br>cruzado implícito: os consumidores de<br>grande<br>consumo<br>pagam<br>mais,<br>proporcionalmente, pela disponibilidade do<br>sistema do que os consumidores de menor<br>consumo;|
||||
||||
||||
||Eficiência produtiva|quando avaliados os custos variáveis, o<br>atual modelo garante variações de mesmo|

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

## Fl. 65 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

|||sentido (diminuição do custo quando da<br>diminuição do faturamento). O aumento ou<br>diminuição da eficiência depende da<br>relação entre custo médio e tarifa média.<br>Por outro lado, quando analisados os<br>custos fixos, reduções de mercado<br>aumentam o custo médio, e aumentos de<br>consumo podem aumentar ou diminuir o<br>custo médio, a depender da variação de<br>custo e de faturamento;|
|---|---|---|
||Sustentabilidade|a tarifa volumétrica proporcional ao<br>consumo de energia é benéfica em<br>mercado em crescimento pois o aumento<br>de mercado auxilia no financiamento da<br>expansão do sistema. Em mercados<br>considerados maduros, com diminuição ou<br>variações insignificantes de mercado, a<br>concessão têm o risco de aumento de<br>custos para os demais consumidores e<br>perda<br>de<br>faturamento<br>para<br>as<br>distribuidoras;|
||Equidade|no atual modelo, se os valores de franquia<br>mínima forem baixos frente ao consumo<br>esperado dos consumidores, não há<br>grandes restrições para os consumidores<br>arcarem com suas faturas. Essa restrição<br>depende mais da tarifa média do que do<br>modelo tarifário|
|**Visão do consumidor**|Simplicidade|o modelo volumétrico proporcional ao<br>consumo de energia é extremamente<br>simples, tanto na aplicação, quanto no<br>entendimento por parte dos consumidores;|
||Percepção do consumidor do serviço<br>prestado|os atuais mecanismos de incentivo para<br>melhoria da qualidade repercutem na<br>definição da receita regulatória e assim na<br>tarifa de todos os consumidores;|

**Quadro 5: Análise da Alternativa 0 – Atual** 

258. Na Alternativa 1, buscou-se atualizar os valores de franquia mínima para que seja recuperado o percentual de Parcela B definido nos cenários do eixo de custos. Compara-se a alternativa em relação à Alternativa 0. 

|**Critérios**|**Critérios**|**Avaliação**|
|---|---|---|
|**Problemas Regulatórios**|Separação entre produto e serviço|não há alteração em relação à esse item;|
||Receita da distribuidora atrelada ao<br>consumo de energia|há um aumento do percentual de receita<br>garantida pela distribuidora. Agora, o<br>quanto da receita da distribuiodora está|

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

## Fl. 66 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

|||dependendo do consumo de energia,<br>depende das proporções de custo fixo e<br>variável de parcela B;|
|---|---|---|
||Gestão de energia|em distribuidoras com elevado percentual<br>de parcela fixa, os valores de franquia<br>mínima ficam elevados, desincentivando<br>os consumidores à ações de gestão de<br>energia, e garantindo receita para as<br>distribuidoras, de modo que estas se<br>tornariam menos relutantes a essas<br>ações. Por outro lado, em distribuidoras<br>com baixo percentual de parcela fixa, o<br>cenário pouco se altera;|
||Inovações disruptivas|não há mudanças significativas em<br>relação ao cenário base;|
||Granularidade|<br>não há alteração em relação ao caso<br>base;|
||Custo de disponibilidade|há uma maior receita garantida da<br>empresa. Contudo, valores de franquia<br>mínima<br>elevados<br>aumentam<br>significativamente a fatura de muitos<br>consumidores, e dado o aumento<br>expressivo do mercado faturado, há uma<br>redução pequena da tarifa média,<br>reduzindo a fatura dos consumidores que<br>consomem acima dos valores do<br>consumo mínimo;|
||Eficiência alocativa|não há mudanças significativas em<br>relação ao cenário base;|
||Eficiência produtiva|não há mudanças significativas em<br>relação ao cenário base;|
|**Princípios Tarifários**|||
||Sustentabilidade|o aumento das franquias e consequente<br>aumento<br>da<br>receita<br>garantida<br>da<br>distribuidora diminuiu o risco de mercado<br>da empresa|
||Equidade|há uma piora nesse indicador tendo em<br>vista o aumento de faturas para a maioria<br>dos consumidores;|
||Simplicidade|não há alteração em relação ao caso<br>base;|
|**Visão do consumidor**|Percepção do consumidor do serviço<br>prestado|não há alteração em relação ao caso<br>base;|

**Quadro 6: Análise da Alternativa 1 – Atualização Franquia Mínima** 

259. Na Alternativa 2 elimina-se o custo de disponibilidade e cria-se um tarifa fixa por unidade consumidora, sem diferenciação entre consumidores. Avalia-se esta alternativa (custo comercial) em relação a atual. 

## **Critérios** 

## **Avaliação** 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

## Fl. 67 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

||Separação entre produto e serviço|há um aumento de diferenciação entre o<br>produto<br>energia<br>e<br>o<br>serviço<br>de<br>distribuição, contudo ressaltando apenas<br>a parcela de atendimento comercial;|
|---|---|---|
||Receita da distribuidora atrelada ao<br>consumo de energia|Ao se definir o faturamento proporcional<br>ao mesmo item de definição de custo<br>diminuiu-se a  a percepção de risco da<br>distribuidora, contudo não trata de todos<br>os custos da distribuição, apenas aos<br>comerciais,<br>que<br>representam<br>uma<br>pequena parcela.|
|**Problemas Regulatórios**|Gestão de energia|devido ao fim do custo de disponibilidade,<br>diminui a restrição para gestão de energia<br>por parte dos consumidores com baixo<br>consumo, e o universo de consumidores<br>objeto desssas ações aumenta. Ademais,<br>há impacto no dimensionamento dos<br>projetos de geração distribuída, uma vez<br>que se altera umas das condicionantes do<br>modelo econômico, que é o valor de<br>franquia mínima. Assim, há uma pequena<br>melhora em relação ao caso base;|
||Inovações disruptivas|não há alterações significativas em<br>relação à esse item|
||Granularidade|não há alteração em relação ao caso<br>base|
||Custo de disponibilidade|é esperado, para a maioria das<br>distribuidoras, uma redução da parcela de<br>receita garantida das distribuidoras.<br>Ademais, esse cenário contempla apenas<br>o custo comercial como fixo, logo há uma<br>piora em relação ao cenário base|
|**Princípios Tarifários**|Eficiência alocativa|teoricamente, há um ganho por se tratar<br>de um modelo tarifário mais elaborado.<br>Contudo, quando analisadas as retas<br>tarifárias,<br>não<br>se<br>percebe<br>uma<br>discriminação entre consumidores, logo<br>não há mudanças significativas em<br>relação ao cenário base;|
||Eficiência produtiva|não há mudanças significativas em<br>relação ao cenário base;|
||Sustentabilidade|a depender do percentual da Parcela B<br>proporcional<br>ao<br>nº<br>de<br>unidades<br>consumidoras, a receita garantida da<br>distribuidora pode aumentar ou diminuir.<br>Para a maioria das empresas, a<br>expectativa é de redução, aumentando o<br>risco de faturamento das distribuidoras;|

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

## Fl. 68 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

||Equidade|não há mudanças significativas em<br>relação ao cenário base. Exceção deve<br>ser feita para os casos onde a tarifa fixa<br>comercial fique elevada, devido a<br>preponderância do nº de UC na formação<br>da Parcela B;|
|---|---|---|
||Simplicidade|há um aumento da complexidade do<br>modelo tarifário;|
|**Visão do consumidor**|Percepção do consumidor do serviço<br>prestado|o consumidor recebe uma informação de<br>que a compra de energia está vinculada a<br>outras ações por parte da distribuidora,<br>inclusive o atendimento comercial, logo<br>há uma melhora em relação ao caso<br>base;|

**Quadro 7: Análise do Cenário 2 – Custo Comercial por UC** 

260. Na Alternativa 3, mantêm-se a alocação do custo comercial proporcional ao número de unidades consumidoras. 

|**Critérios**||**Avaliação**|
|---|---|---|
|**Problemas Regulatórios**|Separação entre produto e serviço|há<br>um<br>aumento<br>significativo<br>da<br>diferenciação entre o produto energia e o<br>serviço de distribuição, pois o consumidor<br>percebe duas tarifas, uma proporcional ao<br>serviço e outra ao produto;|
||Receita da distribuidora atrelada ao<br>consumo de energia|dado que a variação do nº de unidades<br>consumidoras é menor que a variação do<br>consumo, e que a maioria da Parcela B<br>será alocada proporcionalmente ao NUC,<br>diminui-se o descasamento entre custo<br>regulatório e faturamento;|
||Gestão de energia|devido ao fim do custo de disponibilidade,<br>diminui a restrição para gestão de energia<br>por parte dos consumidores com baixo<br>consumo, e o universo de consumidores<br>objeto desssas ações aumenta. Por outro<br>lado, os consumidores percebem um<br>menor incentivo econômico para gestão<br>de energia, uma vez que diminui o valor da<br>tarifa volumétrica. Porém, a transferência<br>de custo devido a decisões individuais, se<br>ocorrer, se deve às imprecisões do cálculo<br>tarifário;|
||Inovações disruptivas|Há um aumento da flexibilidade por parte<br>dos consumidores e distribuidoras, uma<br>vez que, para as empresas, diminuiu o<br>risco<br>de<br>mercado,<br>e<br>para<br>os|

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

## Fl. 69 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

|||consumidores, não há transferência de<br>custos entre eles;|
|---|---|---|
||Granularidade|não há alteração em relação ao caso base|
||Custo de disponibilidade|nesse modelo, garante-se uma maior<br>parcela da receita da distribuidora. A<br>parcela definida como fixa, logo, atrelada<br>ao serviço da distribuidora, tende a ser<br>recuperada no curto prazo.|
||Eficiência alocativa|teoricamente, há um ganho por se tratar<br>de um modelo tarifário mais elaborado.<br>Quando analisado o cenário base não há<br>alteração significativa em relação ao<br>modelo atual. Porém quando avaliados os<br>subcenários 3a e 3b há uma melhor<br>discriminação entre consumidores dado o<br>seu tamanho;|
||||
|**Princípios Tarifários**|||
||Eficiência produtiva|com o fim da transferência de custos entre<br>consumidores, devido à ações de gestão<br>de energia, há uma tendência de não<br>aumento do custo médio ao longo do<br>tempo31;|
||Sustentabilidade|para as empresa com mercado maduro<br>(pequena variação do mercado), há uma<br>melhora da sustentabilidade dada a<br>diminuição<br>de<br>risco.<br>Porém<br>para<br>empresas com mercados em crescimento,<br>reduz-se o ganho de mercado que financia<br>a expansão do sistema. Contudo, no geral,<br>entende-se que há uma melhora em<br>realçao ao caso base.|
||Equidade|não há mudanças significativas em<br>relação ao cenário base. Exceção deve<br>ser feita para os casos onde a tarifa fixa<br>fique elevada em relação à fatura total;|
|**Visão do consumidor**|Simplicidade|há um aumento da complexidade do<br>modelo tarifário;|
||Percepção do consumidor do serviço<br>prestado|o consumidor recebe uma informação de<br>que a compra de energia está separada da<br>prestação do serviço, logo há uma<br>melhora em relação ao caso base;|
||**Quadro 8: Análise do Cenário 3 base– Custo Fixo**||

261. Na Alternativa 4 avalia-se a alocação da parcela de capacidade do custo de distribuição de duas formas: diferenciando pelo número de fases de atendimento da unidade consumidora e por faixas de consumo. A 

31 No modelo atual, tarifa volumétrica, parte da redução de consumo de unidades consumidoras devido à gestão de energia, é repassado para os demais consumidores, de tal forma que o custo médio de atendimento aumenta, uam vez que o numerador quase não se altera e o denominador diminuiu. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 70 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

análise do Quadro 09 dar-se-á em relação à ambos os cenários. Assim, faz-se necessário uma análise comparativa adicional entre as Alternativas 3, 4a e 4b. 

262. A Alternativa 3 não diferencia os consumidores por seu tamanho, assim, gera uma alocação ineficiente, de natureza oposta ao atual: unidades consumidoras com baixo consumo pagariam, proporcionalmente na fatura, mais custos do sistema de distribuição do que as unidades consumidoras com maior consumo. Portanto, faz-se necessário definir um critério de discriminação dos consumidores dado seu tamanho. Logo, surge a necessidade de avaliar se é mais adequado tal diferenciação ser com base em um critério físico, fases, ou em critério de faturamento. 

263. A utilização das fases como critério de discriminação do tamanho dos consumidores faz tal diferenciação adequada para consumos de até 300 kWh mês. Contudo, para consumos elevados, principalmente acima de 500 kWh, todos os consumidores arcam com o mesmo valor monetário pelo uso do sistema. Ou seja, para esse consumidores com elevado consumo, o problema de diferenciação da Alternativa 4a é similar à Alternativa 3. 

264. Por sua vez, na Alternativa 4b, a discriminação por faixas de consumo permite uma melhor diferenciação dos consumidores dado seu porte. Ademais, deve-se lembrar que a análise que consta no Anexo 2 do AIR, mostra que a variável mais adequada, dentre as analisadas, para mensurar o impacto dos consumidores no sistema seria o consumo médio. Logo, a diferenciação por faixa é mais eficaz que a diferenciação por fases. 

|**Critérios**||**Avaliação**|
|---|---|---|
|**Problemas Regulatórios**|Separação entre produto e serviço|há<br>um<br>aumento<br>significativo<br>da<br>diferenciação entre o produto energia e o<br>serviço de distribuição, pois o consumidor<br>percebe duas tarifas, uma proporcional ao<br>serviço e outra ao produto;|
||Receita da distribuidora atrelada ao<br>consumo de energia|dado que a variação do nº de unidades<br>consumidoras é menor que a variação do<br>consumo, e que a maioria da Parcela B<br>será alocada proporcionalmente ao NUC,<br>diminui-se o descasamento entre custo<br>regulatório e faturamento;|
||Gestão de energia|devido ao fim do custo de disponibilidade,<br>diminui a restrição para gestão de energia<br>por parte dos consumidores com baixo<br>consumo (os que atualmente são<br>faturados pelo consumo mínimo), e o<br>universo de consumidores objeto desssas<br>ações aumenta. Por outro lado, os<br>consumidores<br>percebem<br>um<br>menor<br>incentivo econômico para gestão de<br>energia, uma vez que diminui o valor da<br>tarifa volumétrica. Porém, a transferência<br>de custo devido a decisões individuais, se<br>ocorrer, se deve às imprecisões do cálculo<br>tarifário;|

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

## Fl. 71 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

||Inovações disruptivas|Há um aumento da flexibilidade por parte<br>dos consumidores e distribuidoras, uma<br>vez que, para as empresas, diminuiu o<br>risco<br>de<br>mercado,<br>e<br>para<br>os<br>consumidores, não há transferência de<br>custos entre eles;|
|---|---|---|
||Granularidade|há uma aumento da diferenciação das<br>tarifas, em especial no tocante ao<br>tamanho das unidades consumidoras|
||Custo de disponibilidade|nesse modelo, garante-se uma maior<br>parcela da receita da distribuidora. A<br>parcela definida como fixa, logo, atrelada<br>ao serviço da distribuidora, tende a ser<br>recuperada no curto prazo.|
||Eficiência alocativa|teoricamente, há um ganho por se tratar<br>de um modelo tarifário mais elaborado,<br>pos há uma melhor discriminação entre<br>consumidores dado o seu tamanho;|
||Eficiência produtiva|com o fim da transferência de custos entre<br>consumidores, devido à ações de gestão<br>de energia, há uma tendência de não<br>aumento do custo médio ao longo do<br>tempo32;|
||||
|**Princípios Tarifários**|Sustentabilidade|para as empresa com mercado maduro<br>(pequena variação do mercado), há uma<br>melhora da sustentabilidade dada a<br>diminuição<br>de<br>risco.<br>Porém<br>para<br>empresas com mercados em crescimento,<br>reduz-se o ganho de mercado que financia<br>a expansão do sistema. Contudo, no geral,<br>entende-se que há uma melhora em<br>realçao ao caso base.|
||Equidade|não há mudanças significativas em<br>relação ao cenário base. Exceção deve<br>ser feita para os casos onde a tarifa fixa<br>fique elevada em relação à fatura total;|
|**Visão do consumidor**|Simplicidade|há um aumento da complexidade do<br>modelo tarifário;|
||Percepção do consumidor do serviço<br>prestado|o consumidor recebe uma informação de<br>que a compra de energia está separada da<br>prestação do serviço, logo há uma<br>melhora em relação ao caso base;|

**Quadro 9: Análise da Alternativa 4 – Custo Fixo Diferenciado** 

32 No modelo atual, tarifa volumétrica, parte da redução de consumo de unidades consumidoras devido à gestão de energia, é repassado para os demais consumidores, de tal forma que o custo médio de atendimento aumenta, uma vez que o numerador quase não se altera e o denominador diminuiu. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 72 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

265. No Quadro 10 apresenta-se a análise da Alternativa 5, um modelo tarifário com medição de demanda. Ressalta-se que Alternativa é avaliada com um modelo de faturamento simples, pois o valor faturado será o medido. Tal escolha deve-se à consideração que as discussões sobre faturamento serão em momento posterior. 

|**Critérios**||**Avaliação**|
|---|---|---|
|**Problemas Regulatórios**|Separação entre produto e serviço|há<br>um<br>aumento<br>significativo<br>da<br>diferenciação entre o produto energia e<br>o serviço de distribuição, pois o<br>consumidor percebe duas tarifas, uma<br>proporcional ao serviço e outra ao<br>produto;|
||Receita da distribuidora atrelada ao<br>consumo de energia|não há informações sobre sazonalidade<br>da demanda medida das unidades<br>consumidoras em baixa tensão, logo<br>não se pode avaliar com precisão esse<br>item. Contudo, há uma percepção de<br>que o nível de variação da demanda é<br>da mesma ordem da energia, logo não<br>haveria ganhos. Assim, a regra de<br>faturamento<br>da<br>demanda<br>será<br>primordial para esse item;|
||Gestão de energia|devido<br>ao<br>fim<br>do<br>custo<br>de<br>disponibilidade, diminui a restrição para<br>gestão de energia por parte dos<br>consumidores com baixo consumo (os<br>que atualmente são faturados pelo<br>consumo mínimo), e o universo de<br>consumidores objeto dessas ações<br>aumenta.<br>Por<br>outro<br>lado,<br>os<br>consumidores percebem um menor<br>incentivo econômico para gestão de<br>energia, uma vez que diminui o valor da<br>tarifa<br>volumétrica.<br>Porém,<br>a<br>transferência de custo devido a<br>decisões individuais, se ocorrer, se deve<br>às imprecisões do cálculo tarifário;<br>Ademais, nesse modelo tarifário os<br>consumidores teriam que fazer gestão<br>também do uso máximo do sistema<br>(demanda);|
||Inovações disruptivas|Há um aumento da flexibilidade por<br>parte dos consumidores pois não há<br>transferência de custos entre eles. Para<br>as distribuidoras, a depender da regra<br>de faturamento, pode-se alterar a<br>percepção atual frente à inovações;|
||Granularidade|há uma aumento da diferenciação das<br>faturas dos consumidores, e da precisão|

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

## Fl. 73 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

|||de diferenciação dos consumidores<br>dados o seu uso máximo do sistema|
|---|---|---|
||Custo de disponibilidade|nesse modelo, a depender da regra de<br>faturamente, e quanto mais rígida em<br>relação à contratação de demanda,<br>maior parcela da receita da distribuidora<br>será garantida.|
||Eficiência alocativa|teoricamente, há um ganho por se tratar<br>de um modelo tarifário mais elaborado,<br>pois há uma melhor discriminação entre<br>consumidores dado o seu tamanho;|
|**Princípios Tarifários**|||
||Eficiência produtiva|com o fim da transferência de custos<br>entre consumidores, devido à ações de<br>gestão de energia, há uma tendência de<br>não aumento do custo médio ao longo<br>do tempo;|
||Sustentabilidade|Diante da falta de informações sobre a<br>variação mensal da demanda dos<br>consumidores do grupo B, faz-se uma<br>análise com base na percepção de que<br>demanda e energia variam da mesma<br>forma.  Assim, entende-se que não há<br>alteração em relação à condição atual.|
||Equidade|não há mudanças significativas em<br>relação ao cenário base. Exceção deve<br>ser feita para os casos onde a tarifa fixa<br>fique elevada em relação à fatura total;|
|**Visão do consumidor**|Simplicidade|há um aumento da complexidade do<br>modelo tarifário;|
||Percepção do consumidor do serviço<br>prestado|o consumidor recebe uma informação<br>de que a compra de energia está<br>separada da prestação do serviço, logo<br>há uma melhora em relação ao caso<br>base;|
||**Quadro 10: Análise da Alternativa 5 - Demanda**||

266. Na Alternativa 6 discute-se a inserção da variável localidade e qualidade na tarifa fixa dos consumidores. Nessa proposta, utilizam-se os limites de qualidade e a definição de conjuntos para diferenciar as tarifas. Assim, a variação da tarifa fixa depende da dispersão dos limites dos indicadores DEC e FEC, de tal forma, que existem situações díspares entre empresas. 

267. Nas Alternativas 6a e 6d tenta-se agrupar as Alternativas 2, 3 e 6base de modo a maximizar os benéficios e diminuir os problemas desses modelos. Na Alternativa 6a soma-se à Alternativa 4a a diferenciação por qualidade (localidade) nas tarifas. Inicialmente, deve-se ressaltar o aumento de complexidade da tabela tarifária. Existem 9 valores de tarifa fixa, mais a tarifa volumétrica. Importante ressaltar que cada unidade consumidora seria enquadrada em um único critério (nº de fases e localidade), logo perceberia um valor de tarifa fixa e outro variável. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 74 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

268. Nas Alternativas 6b, 6c e 6d, soma-se à Alternativa 4b a diferenciação por qualidade (localidade) nas tarifas. Outro avanço nesse cenário é a discussão da classificação dos consumos médios em faixas diversas das definidas no Módulo 2 do PRODIST. Entende-se que ao utilizar as faixas da campanha de medidas, e por consequência uma discriminação por subgrupo, há um aumento da complexidade (quantidade de tarifas fixas). Contudo, em alguns casos, as tarifas fixas em subgrupos diferentes, para faixas de consumo parecidas, são similares[33] , não justificando, então, tantas tarifas para pouca diferenciação. Ademais, deve-se lembrar que a Alternativa 6c foi criada como base para definição da Alternativa 6d. Destaca-se que o subcenário 6c implica em elevado número de tarifas fixas. Contudo, os impactos devido à mudança de faixa são menores e a diferenciação entre consumidores por tamanho é maximizada. Porém, avalia-se que o Cenário mais plausível de aplicação é com um número menor de faixas, por isso que a análise do Quadro 11 se dá em relação à Alternativa 6d. 

|**Critérios**||**Avaliação**|
|---|---|---|
|**Problemas Regulatórios**|Separação entre produto e serviço|há<br>um<br>aumento<br>significativo<br>da<br>diferenciação entre o produto energia e<br>o serviço de distribuição, pois o<br>consumidor percebe duas tarifas, uma<br>proporcional ao serviço e outra ao<br>produto;|
||Receita da distribuidora atrelada ao<br>consumo de energia|dado que a variação do nº de unidades<br>consumidoras é menor que a variação<br>do consumo, e que a maioria da Parcela<br>B será alocada proporcional ao NUC,<br>diminui-se o descasamento entre custo<br>regulatório e faturamento;|
||Gestão de energia:|devido<br>ao<br>fim<br>do<br>custo<br>de<br>disponibilidade, uma restrição para<br>gestão de energia por parte dos<br>consumidores com baixo consumo (os<br>faturados com consumo mínimo), o<br>universo<br>de<br>consumidores<br>objeto<br>desssas ações aumenta. Por outro lado,<br>os consumidores percebem um menor<br>incentivo econômico para gestão de<br>energia, uma vez que diminui o valor da<br>tarifa<br>volumétrica.<br>Porém,<br>a<br>transferência de custo devido a decisões<br>individuais, se ocorrer, se deve às<br>imprecisões do cálculo tarifário;|
||Inovações disruptivas|Há um aumento da flexibilidade por parte<br>dos consumidores e distribuidoras, uma<br>vez que para as empresas diminuiu o<br>risco<br>de<br>mercado,<br>e<br>para<br>os<br>consumidores, pois não há transferência<br>de custos entre eles;|

33 Por exemplo, as tarifas fixas da primeira faixa de consumo para os subgrupos B1 e B2 são muito similares. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

## Fl. 75 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

||Granularidade|há uma aumento da granularidade das<br>tarifas em dois eixos, o de localidade e o<br>de tamanho;|
|---|---|---|
||Custo de disponibilidade|nesse modelo, garante-se uma maior<br>parcela da receita da distribuidora. A<br>parcela definida como fixa, logo, atrelada<br>ao serviço da distribuidora, tende a ser<br>recuperada no curto prazo.|
||Eficiência alocativa|teoricamente, há um ganho por se tratar<br>de um modelo tarifário mais elaborado.<br>Dada a discriminação dos consumidores<br>pelo seu tamanho, há uma melhoria em<br>relação ao caso base;|
|**Princípios Tarifários**|||
||Eficiência produtiva|com o fim da transferência de custos<br>entre consumidores, devido à ações de<br>gestão de energia, há uma tendência de<br>não aumento do custo médio ao longo do<br>tempo;|
||Sustentabilidade|para as empresa com mercado maduro<br>(pequena variação do mercado), há uma<br>melhora da sustentabilidade dada a<br>diminuição de risco. Porém para<br>empresas<br>com<br>mercados<br>em<br>crescimento, reduz-se o ganho de<br>mercado que financia a expansão do<br>sistema. Contudo, no geral, entende-se<br>que há uma melhora em realçao ao caso<br>base.|
||Equidade|não há mudanças significativas em<br>relação ao cenário base. Exceção deve<br>ser feita para os casos onde a tarifa fixa<br>fique elevada em relação à fatura total;|
||Simplicidade|há<br>um<br>aumento<br>expressivo<br>da<br>complexidade do modelo tarifário, uma<br>vez que se insere a variável localidade e<br>a variável fase no menu tarifário. Tem-<br>se, agora um número maior de tarifas,<br>assim a definição do número de faixas é<br>relevante para tentar minorar tal<br>aumento de complexidade;|
|**Visão do consumidor**|Percepção do consumidor do serviço<br>prestado|o consumidor recebe uma informação de<br>que a compra de energia está separada<br>da prestação do serviço, logo há uma<br>melhora em relação ao caso base;<br>Ademais, insere-se a qualidade na<br>definição da tarifa, demonstrando, via<br>tarifa, a diferença de prestação do<br>serviço pelas distribuidoras em uma<br>mesma área de concessão.|

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 76 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

## **Quadro 11: Análise da Alternativa 6d - Faixa e Qualidade** 

269. Feita a análise dos Cenários propostos com o modelo atual, tal qual recomenda os boas práticas de AIR, percebe-se uma dificuldade de comparação global dos cenários. Por essa razão na Figura 50, apresenta-se um resumo das análises realizadas entre os Quadros 5 e 11. Tal resumo tenta expressar a melhoria ou piora dos cenários em relação ao caso base. Assim, o importante é a variação da gradação em relação ao caso base. 

||Critérios \ Cenários|0|1|2|3|4|5|6|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
|Problemas<br>Regulatórios|Separação Produto e serviço|● ● ● ○ ○● ● ● ○ ○● ● ● ○ ○● ● ● ● ○● ● ● ● ○● ● ● ● ○● ● ● ● ○<br>● ○ ○ ○ ○● ○ ○ ○ ○● ● ○ ○ ○● ● ● ● ●● ● ● ● ●● ○ ○ ○ ○● ● ● ● ●<br>● ● ○ ○ ○● ● ○ ○ ○● ● ● ○ ○● ● ● ● ○● ● ● ● ○● ● ● ● ○● ● ● ● ○<br>● ○ ○ ○ ○● ○ ○ ○ ○● ● ○ ○ ○● ● ○ ○ ○● ● ○ ○ ○● ● ○ ○ ○● ● ○ ○ ○<br>● ○ ○ ○ ○● ○ ○ ○ ○● ○ ○ ○ ○● ○ ○ ○ ○● ● ○ ○ ○● ● ○ ○ ○● ● ● ○ ○<br>● ○ ○ ○ ○● ● ○ ○ ○● ○ ○ ○ ○● ● ● ● ○● ● ● ● ○● ● ● ○ ○● ● ● ● ○|||||||
||Receita da distribuidora atrelada ao consumo de energia||||||||
||Gestão de Energia||||||||
||Inovações||||||||
||Granularidade||||||||
||Custo de Disponibilidade||||||||
|Princípios<br>Tarifários|Eficiência Alocativa|● ● ○ ○ ○● ● ○ ○ ○● ● ○ ○ ○● ● ○ ○ ○● ● ● ○ ○● ● ● ○ ○● ● ● ○ ○<br>● ○ ○ ○ ○● ○ ○ ○ ○● ○ ○ ○ ○● ● ○ ○ ○● ● ○ ○ ○● ● ○ ○ ○● ● ○ ○ ○<br>● ● ● ○ ○● ● ● ● ○● ○ ○ ○ ○● ● ● ○ ○● ● ● ○ ○● ● ● ○ ○● ● ● ○ ○<br>● ● ● ○ ○● ● ○ ○ ○● ● ● ○ ○● ● ● ○ ○● ● ● ○ ○● ● ● ○ ○● ● ● ● ○|||||||
||Eficiência Produtiva||||||||
||Sustentabilidade||||||||
||Equidade||||||||
|Visão do<br>consumidor|Simplicidade|● ● ● ● ●● ● ● ● ●● ● ● ○ ○● ● ○ ○ ○● ● ○ ○ ○● ○ ○ ○ ○● ○ ○ ○ ○<br>● ● ○ ○ ○● ● ○ ○ ○● ● ● ○ ○● ● ● ○ ○● ● ● ● ○● ● ● ● ○● ● ● ● ○|||||||
||Percepção do consumidor do serviçoprestado||||||||

Figura 50: Análise de escala pictórica das alternativas 

270. Considerando as análises feitas, a atualização da franquia mínima, tem como única vantagem a diminuição do risco de mercado para as distribuidoras. Por seu turno piora as atuais condições para a gestão de energia para os consumidores individualmente, e não resolve a transferência de renda entre os consumidores. 

271. Considerando o custo de transição para um novo modelo tarifário e principalmente, os riscos associados, apenas inserir o Custo Comercial, Alternativa 2, não se justifica. 

272. As opções de definição de um custo fixo, com base no consumo médio, ou seja, por faixas, é um avanço em termos de modelo tarifário. Tal conclusão, baseia-se tanto em aspectos teóricos no tocante à alocação de custos fixos, como nos aspectos relacionados à gestão de energia. Diminuir, consideravelmente, a transferência de custos entre consumidores que fazem gestão de energia e os que não o fazem, é uma condição necessária para o equilíbrio do setor de distribuição. Tal equilíbrio também é importante quando avaliadas as expectativas vislumbradas com as inovações disruptivas. 

273. Na Alternativa 5, a discussão principal é em relação ao medidor, se é viável a substituição do parque de medição. Em caso afirmativo uma ampla discussão deve ser feita em relação ao modelo de tarifação (demanda ou horário) e aos problemas atuais que poderiam ser tratados com o advento de medidores inteligentes. 

274. Por fim, na Altrenativa 6, discute-se a inserção da qualidade como variável de definição das tarifas. Caso julgue-se que a percepção de serviço prestado seja mais relevante para o setor do que o (teórico) custo de atendimento, entende-se como um avanço essa proposta. Dentre das opções da Alternativa 6, o subcenário 6d seria o mais adequado como aprimoramento do modelo tarifário para a baixa tensão. 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 77 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

## **9. ACOMPANHAMENTO E FISCALIZAÇÃO** 

275. Considerando que a homologação das tarifas é uma atribuição da ANEEL, o acompanhamento de eventual proposta de aprimoramento será intensiva pela SGT, no momento dos processos tarifários. 

276. Outra forma de acompanhamento se dará pela avaliação qualitativa do aumento de reclamações e registros dos consumidores nos canais de teleatendimento. 

277. Vislumbra-se ainda avaliar um processo de monitoramento periódico que permita avaliar se os benefícios almejados com a proposta estão sendo alcançados. Este monitoramento dependerá da alternativa a ser escolhida. Desta forma, sua definição será aprofundada na segunda fase de Audiência Pública. 

## **10. ALTERAÇÕES EM REGULAMENTOS** 

278. A proposta apresentada nesse AIR implica em discussões para alteração da resolução Normativa nº 414/2010, no tocante às regras de faturamento e atendimento. Ademais, vários módulos do PRORET deverão ser reanalisados. Alguns com maior impacto e de modo imediato, como o Módulo 7, outros em menor grau sem a necessidade de alteração imediata. 

## **11. VIGÊNCIA** 

279. Após a escolha do modelo tarifário mais aproriado para uma efetiva melhoria dos problemas regulatórios e princípios tarifários elencados nesse documento, parte-se para uma nova etapa, de discussão das implicações nas regras de faturamento. Assim, a aplicação efetiva das tarifas dependerá desse segundo momento de debate com a sociedade, oportunidade em que será apresentado o texto normativo e análises complementares da alternativa escolhida. 

ANDRÉ MEISTER DIEGO LUIS BRANCHER Especialista em Regulação – SGT Especialista em Regulação – SGT 

FLÁVIA LIS PEDERNEIRAS ROBSON KUHN YATSU Especialista em Regulação – SGT Especialista em Regulação – SGT 

VICTOR QUEIROZ OLIVEIRA Especialista em Regulação – SRM 

## **De acordo:** 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 

Fl. 78 do Relatório de AIR n° 02/2018-SGT/SRM/ANEEL, de 12/12/2018. 

## DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Gestão Tarifária 

JÚLIO CÉSAR REZENDE FERRAZ Superintendente de Regulação Econômica e Estudos de Mercado 

* O Relatório de AIR é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.