NT-Estrutura Tarifária Modelo v9 CEPISA VERSAO AP · obtidos do processo de definição do nível...

S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E REGULAÇÃO ECONÔMICA

S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DI STRIBUIÇÃO

Nota Técnica nº 198/2013-SRE-SRD/ANEEL Brasília, 29 de maio de 2013

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

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

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

C o m p a n h i a E n e r g é t i c a d o P i a u í – C E P I S A

AUDIÊNCIA PÚBLICA

Agência Nacional de Energia Elétrica Superintendência de Regulação Econômica SGAN 603 / Módulo “I” – 1º andar CEP: 70830-030 – Brasília – DF Tel: + 55 61 2192-8695 Fax: + 55 61 2192-8679

ÍNDICE I - DO OBJETIVO ........................................................................................................................................................... 1 III - DA ANÁLISE ........................................................................................................................................................... 3

III.1 - RESULTADOS.............................................................................................................................................. 3 III.2 DADOS DE ENTRADA .................................................................................................................................. 6 III.3 - TARIFAS DE REFERÊNCIA - TUSD ........................................................................................................... 6 III.4 - TARIFAS DE REFERÊNCIA - TE .............................................................................................................. 17 III.5 MERCADO DE REFERÊNCIA ..................................................................................................................... 17 III.6 TARIFAS DE APLICAÇÃO .......................................................................................................................... 17 III.7 - FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA .................................................. 18 III.8 - IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES ................................................................................................ 18 III.9 - TRANSIÇÃO DA APLICAÇÃO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA ............................................................... 19 III.10 - CÁLCULO DA TUSD PARA CENTRAIS GERADORAS......................................................................... 20

IV - DO FUNDAMENTO LEGAL ...................................................................................................................................... 20 V - DA CONCLUSÃO .................................................................................................................................................... 21 VI - DA RECOMENDAÇÃO ............................................................................................................................................ 21

Nota Técnica no 198/2013–SRE-SRD/ANEEL

Em 29 de maio de 2013.

Processos n.º 48500.000229/2013-62 e 48500.001524/2012-55 Assunto: Cálculo da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD e da Tarifa de Energia – TE da CEPISA relativas ao Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas – 3CRTP das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

I - DO OBJETIVO

1. Submeter à Audiência Pública - AP a proposta de definição das Tarifas de Referência e Aplicação da TUSD e TE, provenientes da revisão tarifária da Companhia Energética do Piauí – CEPISA relativas ao Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas – 3CRTP. II - DOS FATOS

2. O Módulo 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET estabelece as metodologias aplicáveis ao 3CRTP e, portanto, fundamenta os cálculos apresentados na presente Nota Técnica. Uma revisão conceitual das metodologias aplicáveis, que vai além do escopo do presente documento, pode ser feita a partir das seguintes referências1:

Resolução Normativa nº 464, de 22 de novembro de 2011; PRORET – Módulo 7:

Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais; Submódulo 7.2 – Tarifas de Referência; Submódulo 7.3 – Tarifas de Aplicação; e

Nota Técnica nº 311/2011-SRE-SRD/ANEEL, de 17 de novembro de 2011 – Proposta Geral.

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

(Fls. 2 da Nota Técnica no 198/2013-SRE-SRD/ANEEL, de 29/05/2013)

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

3. O Contrato de Concessão nº 04/2001, que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CEPISA, estabelece o ciclo tarifário da distribuidora cuja terceira revisão tarifária periódica deve ocorrer em 28 de agosto de 2013. 4. As metodologias aplicáveis ao 3CRTP são definidas nos Módulos 2 e 7 do PRORET que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária. Ambos os módulos foram aprovados em novembro de 2011 por meio das Resoluções Normativas – REN nº 457/2011 e nº 464/2011, respectivamente.

5. Complementarmente, os Módulos 2, 6 e 7 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST regulamentam outras matérias afetas ao cálculo da estrutura tarifária. 6. O Submódulo 10.1 do PRORET define a ordem, as condições de realização, os requisitos de informações e as obrigações periódicas concernentes ao processo de revisão tarifária das distribuidoras e permissionárias de energia elétrica.

7. Complementarmente, o Módulo 6 do PRODIST define e detalha o fluxo de parte das informações necessárias para o cálculo da estrutura tarifária. 8. Com base no arcabouço regulatório, os ofícios nº 004/2013-SRD/ANEEL, de 3 de janeiro de 2013, e nº 023/2013-SER-SFE/ANEEL, de 21 de fevereiro de 2013, orientaram a forma de envio dos dados pela distribuidora. 9. A CEPISA protocolou os dados na ANEEL por meio da correspondência:

Dados da Campanha de Medidas, Custo Médio e Consumidores A1: Carta CTA/DR – 019/2013, de 11 de março de 2013;

10. Os dados de mercado foram obtidos por meio do Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP sendo o controle de atualização dos dados feito no próprio aplicativo. Complementarmente, no 3CRTP, está sendo solicitado das distribuidoras o sistema de faturamento aberto por Unidade Consumidora. Nesse sentido, o mercado ora considerado pode ser alterado em razão das validações que estão sendo feitas a partir dos dados desagregados.

11. Da análise dos dados observa-se que os valores de demanda informados no diagrama de proporção de fluxo estão inconsistentes. Tal dado será revisto durante o processo de AP.

12. Os demais dados, como os custos regulatórios considerados na construção das tarifas são obtidos do processo de definição do nível tarifário cujo processo e resultados estão detalhados na Nota Técnica nº 187/2013-SRE/ANEEL de 21 de maio de 2013. 13. Após a descrição dos fatos passa-se à análise. A Seção seguinte inicia-se com a apresentação do impacto tarifário a ser percebido pelos consumidores. Posteriormente, demonstram-se os dados de entrada para a construção das tarifas bem como o cálculo das tarifas de Referência e de Aplicação,



além do mercado de referência ajustado. Por fim, são apresentados os parâmetros flexibilizados para o cálculo da estrutura tarifária, impactos tarifários relevantes e possível transição para aplicação das novas tarifas. III - DA ANÁLISE III.1 - RESULTADOS 14. O resultado da revisão tarifária submetido à Audiência Pública da CEPISA resultará no efeito médio a ser percebido por subgrupo tarifário, conforme Tabela 1, considerando todo o mercado da distribuidora: consumidores, geradores e outras distribuidoras ou permissionárias.

Tabela 1 – Efeito médio por Subgrupo Tarifário

Subgrupo Efeito Médio (%)

EFEITO MÉDIO PARA o Grupo A ( 2,3 kV) -2,55% A3 (69 kV) -21,25% A3a (30 kV a 44 kV) -5,51% A4 (2,4 a 25 kV) 0,25% EFEITO MÉDIO PARA o Grupo B (≤ 2,3 kV) -6,40% B1 (Baixa Tensão – Residencial e Baixa Renda) -6,81% B2 (Baixa Tensão - Rural) -3,38% B3 (Baixa Tensão – Demais Classes) -6,82% B4 (Baixa Tensão – Iluminação Pública) -0,87%

15. A Tabela 2 demonstra os efeitos médios percebidos pelos consumidores cativos do Grupo A nas modalidades tarifárias Azul, Verde e Convencional.

Tabela 2 – Efeito Médio Consumidor Cativo por Subgrupo Tarifário e Modalidade do Grupo A Subgrupo Modalidade Efeito Médio (%)

A3 (69 kV) Azul -2,85%

A3a (30 kV a 44 kV) Azul 7,85%

Verde -0,20% Convencional -6,77%

A4 (2,4 a 25 kV) Azul 5,79%

Verde 1,33% Convencional -3,48%

16. A Tabela 3 demonstra os efeitos médios percebidos pelos consumidores Livres.

Tabela 3 – Efeito Médio Consumidor Livre



por Subgrupo Tarifário do Grupo A Subgrupo Modalidade Efeito Médio (%)

A3 (69 kV) Azul -27,84% A4 (2,4 a 25 kV) Azul 5,74%

17. A Tabela 4 demonstra os efeitos médios segregados em TUSD e TE do consumidor cativo por subgrupo e modalidade dos Grupos A e B.

Tabela 4 – Efeito Médio TUSD e TE Consumidor Cativo por Subgrupo Tarifário e Modalidade

Subgrupo Modalidade Tarifa Efeito Médio (%)

A3 (69 kV) Azul TUSD -36,65% TE 20,45%

A3a (30 kV a 44 kV)

Azul TUSD -1,39% TE 16,45%

Verde TUSD -16,26% TE 18,56%

Convencional TUSD -20,59% TE 19,92%

A4 (2,4 a 25 kV)

Azul TUSD -6,81% TE 20,33%

Verde TUSD -15,34% TE 20,40%

Convencional TUSD -19,03% TE 19,92%

B1 (< 2,3 kV - Residencial) Convencional TUSD -17,32%

TE 20,57%

B2 (< 2,3 kV - Rural) Convencional TUSD -14,12% TE 24,62%

B3 (< 2,3 kV – Demais Classes) Convencional TUSD -17,18%

TE 20,16% B4 (< 2,3 kV – Iluminação Pública) Convencional TUSD -11,89%

TE 27,85% 18. A Tabela 5 apresenta as tarifas e as relações entre as tarifas das modalidades convencional e horária Branca para o Grupo B para os subgrupos que existe a opção de escolha do consumidor.

Tabela 5 – Valores das Tarifas por modalidade - Grupo B

Subgrupo Posto Tarifário

Tarifa Convencional Branca Variação

R$/MWh R$/MWh %



B1 (< 2,3 kV - Residencial)

Ponta 337,46 792,89 2,34 Intermediário 337,46 468,49 1,38 Fora Ponta 337,46 250,40 0,74

B2 (< 2,3 kV - Rural)


B3 (< 2,3 kV – Demais Classes)


19. A Tabela 6 apresenta os valores das Bandeiras Tarifárias. Elas serão somadas à TE, e, portanto, resultarão em percepções distintas de acordo com o subgrupo e modalidade tarifária devido a variação de valores da TUSD e da própria TE. 20. Cabe observar que as bandeiras serão aplicadas, a título educacional no ano de 2013, não alterando a fatura dos consumidores. Somente em 2014 elas serão aplicadas aos consumidores.

Tabela 6 – Valores das Bandeiras Tarifárias

Valor da Bandeira (R$/MWh) Verde Amarela Vermelha

0 15,00 30,00

21. A Tabela 7 demonstra os efeitos médios da TUSD para as modalidades Geração e Distribuição.

Tabela 7 – Efeito Médio da TUSD para Modalidade Geração e Distribuição Modalidade Efeito Médio

(%) Geração 11,52% A3 (69 kV) 11,52% A4 (2,4 a 25 kV) 11,52% Distribuição -37,53% A3 (69 kV) -49,70% A3a (30 kV a 44 kV) -14,09% A4 (2,4 a 25 kV) -16,21%

22. Os resultados apresentados nas tabelas anteriores, bem como as variações por componente tarifário – TUSD Transporte, TUSD Perdas, TUSD Encargos, TE Energia Comprada, TE Transporte, TE Perdas, TE Encargos – e outros detalhes podem ser obtidos nas Planilhas Microsoft Excel de Cálculo das



Tarifas de Referências – TR, e de Cálculo e Abertura das Tarifas – PCAT, disponibilizadas juntamente com a presente nota técnica.

III.2 DADOS DE ENTRADA

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

Tipo Detalhe Origem Processo utilizado

Mercado

Faturado (Demanda e Energia)

SAMP Tarifas de Referência e Tarifas de Aplicação

Medido (Energia) Cálculo de Perdas/Distribuidora

Tarifas de Referência/Custo Médio

Ativo Físico Quantidade Distribuidora Custo Médio Custo Distribuidora/ANEEL Custo Médio

Curvas de Carga Campanha de Medidas Distribuidora Tarifas de Referência/Custo Médio

Fluxo de potência Diagrama de fluxo simplificado

Distribuidora Tarifas de Referência/Custo Médio

Taxa Média de Perda para potência média Fator de perdas de potência Cálculo de perdas Tarifas de Referência

Custos Regulatórios Discriminada por componente de custo

Revisão Tarifária – Definição do nível

tarifário

Tarifas de Referência e de Aplicação

Quadro 1 – Resumo dos dados utilizados no processo

24. Com base nessas informações inicia-se o processo de construção das Tarifas de Referência e de Aplicação. III.3 - TARIFAS DE REFERÊNCIA - TUSD i. Cálculo dos Custos Médios 25. Para os Custos Marginais de Expansão por agrupamento (faixa de tensão), foram utilizados os Custos Médios, obtidos por módulos de equipamentos/obras, considerando a razão entre o custo total, obtido pelo produto dos custos unitários e o quantitativo de cada módulo, e o carregamento médio dos módulos, com base no sistema de distribuição existente. 26. O detalhamento do cálculo dos custos médios está descrito na Nota Técnica nº 311/2011-SRE/SRD-ANEEL e reproduzido na planilha disponibilizada. 27. Os grupos de módulos de equipamentos/obras, considerados para cada agrupamento são:

Agrupamentos AT-2 e AT-3:



Extensão de linha AT; Células de linha AT; Conexão de trafo AT; e Capacidade instalada AT/AT;

Agrupamento MT: Extensão de rede MT; Células de linha MT; Conexão de trafo MT; e Capacidade instalada AT/MT;

Agrupamento BT:

Extensão de rede BT; Posto de transformação MT/BT; e Capacidade instalada MT/BT.

28. As Tabelas 8 e 9 listam os dados dos ativos físicos dos módulos de equipamentos/obras e seus respectivos custos unitários médios.

Tabela 8 – Ativos Subgrupo/Grupo

ou Relação de Transformação

Redes/Linhas Transformadores Capacidade instalada Bays de linha

km quantidade MVA quantidade AT-2 282,00 1,00 AT-3 2.287,00 72,00 MT 50.818,75 238,00 BT 24.103,37

MT/BT 50.937,00 907,62 AT-2/MT 0,00 0,00 AT-3/MT 59,00 859,05

Tabela 9 – Custos unitários

Subgrupo/Grupo ou Relação de Transformação

Redes/Linhas Transformadores Capacidade instalada

Bays de linha

Bays de

Conexão de trafo

R$/km R$/posto R$/kVA R$/bay R$/bay Urbano Rural Urbano Rural Urbano Rural

AT-2 172.901,59 1.140.000,00 792.000,00 AT-3 151.574,26 417.861,11 408.000,00 MT 37.178,79 23.678,26 154.272,69 116.011,30 BT 29.908,08 17.641,13

MT/BT 3.606,07 2.929,40 66,33 125,16 AT-2/MT AT-3/MT 200,11



29. As demandas consideradas para os módulos dos agrupamentos AT foram obtidas do diagrama unifilar simplificado de fluxo de potência, mesmo dado utilizado no cálculo da proporção de fluxo. Para os agrupamentos MT, a demanda considerada tem duas origens. Para os módulos - células de linha MT, conexão de trafo MT, capacidade instalada AT/MT – a demanda também será aquela obtida no fluxo de potência.

Tabela 10 – Fluxo de Demanda AT e AT/MT Subgrupo/Grupo

ou Relação de Transformação

Demanda (MW)

Inj. AT-2 37,94 Inj. AT-3 446,08 Inj. MT 68,17

AT-2/AT-3 37,94 AT-2/MT 0,00

AT-3/AT-2 0,00 AT-3/MT 451,80 MT/AT-2 0,00 MT/AT-3 0,00

30. Para os módulos extensão de rede MT e todos os módulos do agrupamento BT, as demandas foram obtidas pela energia que transita em cada nível/transformação, definida no cálculo das perdas técnicas, e parâmetros das curvas de carga da campanha de medidas. 31. Para o MT e BT a energia que transita nos níveis e transformações deve ser rateada em urbana e rural por meio de dados de energia faturada no período de referência. Deve-se considerar ainda a sazonalidade da energia ao longo do ano, obtidos pela relação da energia do mês de maior consumo pelo consumo médio. Para a obtenção da demanda, apura-se o fator de carga médio para cada agrupamento, com base nas tipologias de carga, redes e injeções obtidas pela campanha de medidas.

Tabela 11 – Energia anual total, fator de sazonalidade

Subgrupo/Grupo Energia total que transita Fator de

sazonalidade Fator de carga

médio MWh.ano MT

Rural 216.239,61 1,1060 0,8280 Urbano 3.630.670,18

BT Rural 123.534,14

1,1322 0,5490

Urbano 2.531.879,72 0,6338

32. Os resultados dos custos médios por agrupamentos estão indicados na Tabela 12.

Tabela 12 – Custos Médios



Agrupamento Custo Médio R$/kW

AT-2 222,89 AT-3 134,89 MT 442,91 BT 241,68

ii. Cálculo da Proporção de Fluxo 33. A proporção de fluxo é obtida do diagrama unifilar simplificado do fluxo de potência do sistema elétrico da distribuidora. Este foi construído com base nas medições das fronteiras da rede da distribuidora no momento de carga máxima do sistema (injeções), fornecida pela distribuidora e nas tipologias de carga e rede. A Nota Técnica nº 311/2011-SRE/SRD/ANEEL detalha a construção do diagrama unifilar simplificado de fluxo de potência. 34. No caso da CEPISA, os valores informados de demanda apresentam inconsistências. Assim, adotou-se um valor provisório, até que o valor adequado seja apresentado pela distribuidora.

35. A Tabela 13 apresenta os valores de proporção de fluxo total (proporção de fluxo direta mais proporção de fluxo indireta) entre os subgrupos tarifários calculados para a CEPISA.

Tabela 13 – Proporção de Fluxo Total2 Agrupamento A2 A3 MT BT

AT-2 1,00 AT-3 0,08 1,00 MT 0,07 0,87 1,00 BT 0,07 0,87 1,00 1,00

iii. Tipologias de cargas e redes

36. As tipologias representam o comportamento dos consumidores e o carregamento das redes da distribuidora em análise. 37. A CEPISA obteve um conjunto de curvas de carga de consumidores e de transformações de tensão por meio da campanha de medidas. Posteriormente, realizou-se a agregação das curvas características para obtenção da tipologia da carga, da rede e das injeções. Essas tipologias foram obtidas por meio de técnicas estatísticas de agrupamento. O relatório fornecido pela distribuidora detalha a definição das tipologias.

2 Os relatórios do aplicativo CTR utilizados no cálculo da Estrutura Vertical adota como terminologia do agrupamento MT (que agrega os subgrupos A4 e A3a) como A4, e do agrupamento BT (que agrega o grupo B e o subgrupo AS) como B, devido a limitações no aplicativo.



38. Como parte do processo, as tipologias encaminhadas pela concessionária foram ajustadas ao mercado de referência dos respectivos agrupamentos3.

39. Os agregados das tipologias de carga por agrupamento já ajustados ao mercado estão apresentados nos Gráficos 1 a 4 abaixo, que correspondem aos dados da Tabela 14.

Tabela 14 – Consumidores Tipo – Agregados (MW)

Hora Posto AT-2 AT-3 MT BT TOTAL 00:30 01:30 1 0,00 20,99 63,90 253,59 338,48 01:30 02:30 2 0,00 21,36 62,38 248,61 332,34 02:30 03:30 3 0,00 21,73 59,92 240,20 321,85 03:30 04:30 4 0,00 20,58 60,68 232,79 314,05 04:30 05:30 5 0,00 19,95 60,42 223,90 304,27 05:30 06:30 6 0,00 18,99 58,76 194,62 272,36 06:30 07:30 7 0,00 19,39 68,04 177,89 265,32 07:30 08:30 8 0,00 20,10 87,48 206,81 314,39 08:30 09:30 9 0,00 21,84 98,13 239,87 359,85 09:30 10:30 10 0,00 22,47 104,08 244,48 371,03 10:30 11:30 11 0,00 23,33 105,55 243,57 372,45 11:30 12:30 12 0,00 22,14 98,39 222,71 343,25 12:30 13:30 13 0,00 21,62 99,15 229,37 350,14 13:30 14:30 14 0,00 22,62 104,36 249,24 376,23 14:30 15:30 15 0,00 21,32 105,55 247,54 374,42 15:30 16:30 16 0,00 20,21 103,97 246,27 370,44 16:30 17:30 17 0,00 19,95 93,91 227,61 341,46 17:30 18:30 18 0,00 16,80 66,09 237,39 320,28 18:30 19:30 19 0,00 17,54 59,05 278,64 355,23 19:30 20:30 20 0,00 17,36 52,91 295,09 365,36 20:30 21:30 21 0,00 18,50 56,29 307,58 382,37 21:30 22:30 22 0,00 19,73 62,65 293,38 375,77 22:30 23:30 23 0,00 20,25 63,66 281,27 365,18 23:30 00:30 24 0,00 20,95 62,26 259,66 342,87

Gráfico 1 – Consumidor-tipo AT-3 - Agregado

Gráfico 2 – Consumidor-tipo MT - Agregado

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

0

5

10

15

20

25

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Posto Tarifário

0

20

40

60

80

100

120

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Posto Tarifário



Gráfico 3 – Consumidor-tipo BT – Agregado

Gráfico 4 – Agregado Consumidores-tipo

Definição dos postos tarifários ponta, fora ponta e intermediário 40. Os custos marginais de capacidade foram calculados para os postos tarifários ponta e fora ponta, definidos na REN nº 414/10:

Horário de ponta: período composto por 3 (três) horas diárias consecutivas definidas pela distribuidora, considerando a curva de carga de seu sistema elétrico, aprovado pela ANEEL para toda a área de concessão, com exceção feita aos sábados, domingos, terça-feira de carnaval, sexta-feira da Paixão, Corpus Christi e mais oito feriados nacionais; e

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

41. A DISTRIBUIDORA informou que o horário de ponta praticado atualmente é o das 17h30 às 20h29, motivado pelo carregamento de seu sistema elétrico. 42. A análise dos agregados de consumidores-tipo obtidos pela distribuidora através de campanha de medição e ilustrados anteriormente mostra que o horário de ponta proposto pela distribuidora está coerente com as curvas de carga agregada de seu sistema elétrico, para o período fora do horário de verão. Considerando que no horário de verão a distribuidora informou que desloca o horário de faturamento de seus consumidores, é adequado que seja deslocada a duração do horário de ponta, conforme tabela a seguir.

Tabela 15 – Postos tarifários

Posto Ponta Fora do horário de verão

Início 17h30 Fim 20h29

43. Quanto ao posto intermediário, aplicável somente à modalidade tarifária horária Branca do Grupo B, a distribuidora não apresentou propostas. Portanto, conforme regulamentação do PRORET, este será definido em dois períodos de 1 hora, imediatamente anteriores e posteriores ao posto ponto.

0

50

100

150

200

250

300

350

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Posto Tarifário

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Posto Tarifário

BT

MT

A3



iv. Fatores de Perdas de Potência 44. O Fator de Perdas de Potência – fpp é utilizado no cálculo da estrutura vertical da Parcela B e da Tarifa de Referência dos custos de uso dos sistemas de transmissão e de outras distribuidoras. 45. Utilizou-se a perda de potência para a demanda média, calculada no processo definição dos índices de perdas técnicas, Módulo 7 do PRODIST, como estimativa da taxa média de potência. No caso do sistema de alta de tensão (SDAT), como não se calcula perdas de potência para a demanda média durante o processo de cálculo dos índices de perdas, utiliza-se dos respectivos índices de perdas de energia (perda média de potência) e do CP (índice que correlaciona perda média de potência e perda de potência para a demanda média) para o cálculo da perda de potência para a demanda média dos subgrupos pertencentes à alta tensão – AT. 46. A Tabela 16 lista os valores dos fatores de perdas de potência calculados.

Tabela 16 – Fatores de Perdas de Potência para demanda média Agrupamento AT-2 AT-3 MT BT

AT-2 0,0000 AT-3 0,0343 0,0298 MT 0,0746 0,0700 0,0333 BT 0,1183 0,1136 0,0754 0,0221

v. Estrutura Vertical

47. A Estrutura Vertical – EV é a proporção relativa entre os agrupamentos tarifários, definidos por níveis de tensão (grupos e subgrupos tarifários) utilizada na construção da componente tarifária TUSD-FIO B, referente aos custos de Parcela B da receita requerida de distribuição. 48. A EV foi obtida com base na repartição da receita teórica entre os agrupamentos tarifários (subgrupos/grupos) definidos de acordo com os níveis de tensão, proporcionais aos custos marginais de capacidade e ao mercado teórico de demanda. Posteriormente, esses valores foram corrigidos considerando que uma parcela dos custos foi rateada de forma proporcional ao número de unidades consumidoras de cada agrupamento tarifário. 49. No cálculo da Estrutura Vertical das distribuidoras no terceiro ciclo de revisões tarifárias, a ANEEL utilizará o aplicativo CTR, versão 2, em substituição ao aplicativo TARDIST utilizado até o segundo ciclo de revisões tarifárias. 50. O CMC foi calculado por meio da ponderação do valor do custo marginal de expansão de cada subgrupo/grupo tarifário (obtido por meio dos custos médios) pela forma como o fluxo de potência se distribui pelas redes (obtida por meio dos fatores de proporção de fluxo) e pela forma como os consumidores do sistema de distribuição utilizam as redes da distribuidora (obtida através dos fatores de responsabilidade de potência).



51. A Responsabilidade de Potência - RP introduz a sinalização horária no cálculo do custo marginal de capacidade do consumidor-tipo. Indica a participação, por posto tarifário, de determinado consumidor-tipo na formação das demandas de ponta das redes que atendem o nível de tensão de conexão do consumidor-tipo, bem como os níveis de tensão a montante. 52. A Responsabilidade de Potência foi obtida por meio das tipologias de cargas, redes e injeções, do fator de perdas de potência e do fator de coincidência dos consumidores-tipo nas pontas das redes-tipo. 53. A Estrutura Vertical resultante dos custos marginais de capacidade deve ser corrigida para ajustar os custos relacionados aos processos comerciais. Assim, uma parcela dos custos foi rateada de forma proporcional ao número de unidades consumidoras. Adicionalmente é feito um ajuste para o mercado faturado.

Tabela 17 – Estrutura Vertical Agrupamento EV%

AT-2 0,00% AT-3 0,89% MT 18,04% BT 81,07%

vi. Tarifas de Referência

54. As Tarifas de Referência – TR refletem a relatividade para os diversos subgrupos e modalidades tarifárias e são base de cálculo das Tarifas de Aplicação, para cada um dos componentes de custo. 55. Cada componente da TUSD possui custos específicos, que são calculados como um selo, em R$/kW ou em R$/MWh, rateados de forma proporcional aos custos marginais de capacidade ou pela responsabilidade de custos de determinado subgrupo tarifário. 56. As Tarifas de Referência consideradas no cálculo da TUSD estão detalhadas no Quadro 2.

Agrupamento Definição Critério de rateio

TUSD Fio A

Custo com o uso e a conexão às instalações da Rede Básica, Rede Básica de Fronteira, e rede de

distribuição de outras concessionárias. Responsabilidade de

Custo (R$/kW)

TUSD Fio B

Remuneração dos ativos, quota de reintegração decorrente da depreciação, custos operacionais.

Custo Marginal (R$/kW)

TUSD – Perdas Não Técnicas

Correspondente ao custo das perdas não técnicas, em MWh, valorada pelo preço médio de compra.

% da receita de TUSD (R$/MWh)

TUSD – Perdas Técnicas

Custo das perdas técnicas da distribuição, em MWh, valorada pelo preço médio de compra.

Perdas do Subgrupo Tarifário (R$/MWh)

TUSD – Perdas RB / Distribuição

Custo das perdas elétricas na Rede Básica devido às perdas no sistema de distribuição

Perdas do Subgrupo Tarifário (R$/MWh)



Agrupamento Definição Critério de rateio

TUSD – Encargos Custos dos Encargos Setoriais (RGR, P&D, TFSEE, ONS, CCC, CDE e PROINFA). Selo (R$/MWh)

Quadro 2 – Composição das TR da TUSD

57. Obedecendo a sequência de cálculo, as Tarifas de Referência são inicialmente calculadas segundo os critérios definidos na tabela anterior. Numa segunda etapa, estas tarifas são ajustadas segundo as modalidades tarifárias de cada subgrupo/grupo tarifário, uma vez que cada modalidade tarifária possui características específicas de tarifação de acordo com os postos tarifários e a forma de faturamento em demanda ou energia.

a) Tarifas de Referência – TUSD Fio A

58. As Tarifas de Referência TUSD FIO A determinam as relatividades entre as tarifas dos agrupamentos tarifários para recuperação dos custos incorridos pela distribuidora com o uso de ativos de propriedade de terceiros: rede básica, rede básica de fronteira, rede de outra distribuidora e conexão às instalações de transmissão e distribuição. 59. A metodologia aplicada busca definir um critério de alocação que leve em consideração a responsabilidade dos usuários na formação dos custos da TUSD FIO A, como definido no Submódulo 7.1 do PRORET, complementado pela Nota Técnica nº 311/2011-SRE/SRD/ANEEL.

60. Os dados de curvas agregadas de carga e rede, fatores de perda de potência, e proporções de fluxo para o cálculo das Tarifas de Referência TUSD FIO A, são os mesmos utilizados no cálculo das Tarifas de Referência TUSD FIO B. Na Tabela 18 são apresentados os valores dos fatores de coincidência utilizados para determinação das Tarifas de Referência TUSD FIO A.

Tabela 18 – Fatores de Coincidência

Agrupamento Fcoin PONTA Fcoin FORA PONTA AT-2 AT-3 MT BT AT-2 AT-3 MT BT

AT-2 AT-3 0,99 0,99 0,79 0,79 MT 0,80 0,80 0,80 0,53 0,53 0,59 BT 1,00 1,00 1,00 0,80 1,00 1,00 0,95 0,80

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

Tabela 19 – Tarifas de Referência TUSD FIO A (R$/kW)

Agrupamento PONTA TOTAL FORA PONTA RB FR CUSD CCT RB FR CUSD CCT TOTAL

AT-2 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 AT-3 1,84 0,69 0,00 0,15 2,69 0,94 0,38 0,00 0,10 1,41 MT 1,47 0,53 0,06 0,17 2,23 0,63 0,24 0,01 0,10 0,97 BT 1,92 0,70 0,07 0,23 2,92 1,22 0,47 0,02 0,18 1,88



b) Tarifas de Referência – TUSD Fio B

62. Com base em todos os insumos apresentados, pode-se finalmente calcular as Tarifas de Referência TUSD FIO B, que são obtidas por agrupamento e posto tarifário de acordo com as equações definidas no Submódulo 7.1 do PRORET. 63. O mercado de referência de demanda para o Grupo A é o mercado faturado, sendo este ajustado, com base no perfil típico do agrupamento tarifário, quando não existir a segregação ponta e fora de ponta. O mercado de referência de demanda para o Grupo B baseia-se nas tipologias ajustadas ao mercado faturado. O mercado do subgrupo AS é considerado como pertencente ao agrupamento BT. 64. A relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD FIO B de cada agrupamento tarifário é determinada de forma que seja alcançada a meta de relação ponta / fora de ponta da Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE (FIO A + FIO B) apresentada na tabela 2 do Submódulo 7.2 do PRORET. 65. Outra condição que deve ser obedecida é de que a relação ponta/fora ponta não poderia aumentar acima dos atuais valores durante o período de transição da TUST, evitando um indesejado efeito oscilatório.

Tabela 20: Relação ponta fora de ponta (RPFP) das tarifas de referência da Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE

Agrupamento Atual (último reajuste)

RTP e reajustes subsequentes Meta

AT-2 0,00 0,00 4,35 AT-3 3,07 3,65 3,65 MT 2,74 3,00 3,00 BT 0,00 0,00 5,00

66. A Tabela 21 apresenta a TR TUSD FIO B.

Tabela 21 – TR TUSD FIO B Agrupamento TR TUSD FIO B (R$/kW)

Ponta Fora Ponta AT-2 AT-3 7,50 1,38 MT 31,48 10,26 BT 59,22 10,54

c) Tarifas de Referência – Perdas Técnicas

67. Os valores das Tarifas de Referência – Perdas Técnicas foram obtidos através do fator de perdas de energia. O fator de perdas de energia – fpe - aloca as perdas técnicas entre os agrupamentos tarifários de acordo com a contribuição de cada agrupamento nessas perdas. Os montantes de perdas



técnicas de energia por nível e por transformação entre níveis, calculados conforme o Módulo 7 do PRODIST, foram utilizados como insumos para o cálculo do fpe. Essas Tarifas de Referência foram definidas em R$/MWh. d) Tarifas de Referência – Encargos 68. A Tarifa de Referência para a TUSD Encargos é definida como valor unitário 1, conforme definido no PRORET 7.2. e) Tarifas de Referência – Modalidades

69. As Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE, obtidas em R$/kW, foram utilizadas para o cálculo da modalidade tarifária horária azul dos subgrupos do Grupo A. Para as demais modalidades dos subgrupos do Grupo A e para o Grupo B devem ser realizados ajustes. 70. Para a modalidade horária verde, a Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE do posto ponta é convertida para R$/MWh pelo Fator de Carga (FC) de cruzamento das retas tarifárias verde e azul. 71. O valor do fator de carga de cruzamento das retas tarifárias foi definido em 0,66, valor padrão regulamentado no PRORET. 72. Para a modalidade convencional binômia do Grupo A, as Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE ponta e fora de ponta foram convertidas para uma única Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE em R$/kW com base no perfil típico de consumo da modalidade. 73. No caso da modalidade convencional monômia do Grupo B, as Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE ponta e fora de ponta foram convertidas para uma Tarifa de Referência em RS/MWh por meio do mercado de teórico de demanda, obtido das tipologias, e do mercado de referência de energia.

74. As Tarifas de Referência por subgrupo e modalidade tarifária estão detalhadas na planilha de cálculo.

75. A correlação entre os agrupamentos, adotados na construção das Tarifas de Referência e os subgrupos/modalidades que possuem Tarifas de Aplicação calculadas estão descritas no quadro a seguir.

Subgrupo/Grupo Agrupamento A2 AT-2 A3 AT-3 A3a MT A4 MT AS BT B BT



Modalidade (Tarifa de Referência)

Modalidade (Tarifa de Aplicação)

TLU tarifa de longa utilização na ponta Tarifa horária Azul TCU tarifa de curta utilização na ponta Tarifa horária Verde TCV tarifa convencional Tarifa convencional Binômia ou Monômia TB Tarifa horária Branca

Quadro 3 – Correlação Agrupamentos e Subgrupos/Modalidades III.4 - TARIFAS DE REFERÊNCIA - TE 76. A Tarifa de Referência para a TE Energia Comprada é definida conforme tabela abaixo.

Tabela 22 –Tarifas de Referência TE - energia elétrica comprada para revenda. Posto/Modalidade TR - TE

R$/MWh TR_ENP Energia posto ponta 1,72 TR_ENFP Energia posto fora ponta 1,00 TR_ENC Energia convencional 1,06

77. Para as funções de custo relativas à TE Transporte, TE Perdas e TE Encargos a Tarifa de Referência é definida como valor unitário 1, conforme definido no PRORET 7.2. 78. Por fim, ressalta-se que todas as Tarifas de Referência constam nas guias “TR TUSD” e “TR TE” da planilha PCAT. III.5 MERCADO DE REFERÊNCIA 79. O mercado de referência compreende os montantes de energia elétrica, de demanda de potência e de uso do sistema de distribuição faturados no período de referência4 a outras concessionárias e permissionárias de distribuição, consumidores, autoprodutores e centrais geradoras que façam uso do mesmo ponto de conexão para importar ou injetar energia elétrica, bem como pelos montantes de demanda de potência contratada pelos demais geradores para uso do sistema de distribuição. 80. As planilhas disponibilizadas apresentam os valores por subgrupos, modalidades, classes e subclasses tarifárias. III.6 TARIFAS DE APLICAÇÃO 81. Antes da edição do Decreto 7.891, de 23 de janeiro de 2013, o cálculo da Tarifa de Aplicação referente à TUSD e à TE adotava três passos. Primeiro obter-se-ia a tarifa integral, posteriormente a base 4 O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de 12 meses imediatamente anteriores ao mês da revisão tarifária periódica.



econômica e enfim a tarifa base financeira que será utilizada para faturar as unidades consumidoras da distribuidora. O cálculo da tarifa integral subsidiava o cálculo dos subsídios compensados na estrutura tarifária. Agora, fundamentado no referido Decreto, este passo perde seu propósito com a retirada dos subsídios. O cálculo passa a ter dois passos: base econômica e financeira. 82. Todas as tabelas com os cálculos encontram-se na planilha PCAT. i. Cálculo da TUSD e TE Base econômica

83. Nesse caso emprega-se o mercado de referência e os custos regulatórios deduzidos os valores recuperados pelos consumidores do subgrupo A1 – no que se refere aos custos dos encargos de conexão, tanto na transmissão quanto na distribuição, e rede básica, e pelas centrais de geração – de acordo com os respectivos componentes de custo incidentes tanto na TUSD como na TE. A planilha PCAT apresenta os valores deduzidos relativos a cada grupo de consumidores acima descrito. O mercado de cooperativas passa a ser agregado ao que é referência para cálculo de subsídio. 84. Há que ressaltar o tratamento diferenciado dado a TUSD à perda não técnica. Como definido no submódulo 7.3, deve-se distribuir o custo proporcionalmente à distribuição de receita referente à TUSD, excluindo o componente perdas não técnicas. Com este valor calcula-se o valor desta componente da TUSD na forma de um selo em R$/MWh por nível de tensão. ii. Cálculo da TUSD e TE Base financeira

85. Por fim, as tarifas base financeira são obtidas pela multiplicação das tarifas base econômica por um fator de ajuste multiplicativo. Nesse caso, a determinação da constante é efetuada pela relação entre os custos regulatórios acrescidos dos componentes de custo financeiro e o resultado da multiplicação do valor das tarifas base econômica pelo mercado ajustado. 86. Ressalta-se que os financeiros em termos de construção de tarifas estão sendo alocados em acordo com a natureza dos custos. Assim, dada a forma como é apurado o financeiro aplicou-se a regra vigente de segregá-los em uma parcela TUSD e outra TE, criando um novo componente na base financeira – retira-se somente o mercado de uso distribuição da contribuição por coerência ao critério vigente. III.7 - FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA 87. O Submódulo 7.1 do PRORET estabelece alguns parâmetros de flexibilização da estrutura tarifária que pode ser alterado em virtude de estudo fundamentado por parte da distribuidora. No caso da CEPISA não foi realizada nenhuma proposição a respeito, motivo pelo qual se utilizou a estrutura tarifária padrão estabelecida no PRORET. III.8 - IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES 88. Uma vez delineado a forma de definição das Tarifas de Referência e Aplicação da CEPISA e tendo em vista o impacto tarifário apresentado em determinados subgrupos tarifários, conforme tabela 23, faz-se necessário tecer alguns comentários a respeito dessa variação tarifária. Os efeitos abaixo demonstram



quais seriam os efeitos caso não se aplique qualquer transição tarifária. São apresentados os efeitos globais, somente TUSD e somente TE.

Tabela 23: Efeito médio por Subgrupo Tarifário

Subgrupo Efeito Médio (%)

Efeito TUSD (%)

Efeito TE (%)

EFEITO MÉDIO PARA o Grupo A ( 2,3 kV) 8,68% 0,66% 20,26% A3 (69 kV) -25,43% -45,36% 20,45% A3a (30 a 44 kV) 11,45% 8,28% 18,80% A4 (2,4 a 25 kV) 13,53% 8,49% 20,27% EFEITO MÉDIO PARA o Grupo B (≤ 2,3 kV) -8,69% -20,19% 21,28% B1 (Baixa Tensão – Residencial e Baixa Renda) -9,34% -20,82% 20,57% B2 (Baixa Tensão - Rural) 1,24% -11,41% 34,21% B3 (Baixa Tensão – Demais Classes) -9,34% -20,67% 20,16% B4 (Baixa Tensão – Iluminação Pública) -3,55% -15,60% 27,85% EFEITO MÉDIO TOTAL -5,21% -16,65% 21,00%

89. Verifica-se uma alteração da Estrutura Vertical motivada pelos custos médios apurados para o sistema de distribuição, que resultaram em: aumento para os subgrupos A3a e A4 e redução para os demais. 90. Convém destacar também a redução da componente TUSD, em especial, devido à redução da Parcela B, resultado direto da aplicação das metodologias de revisão tarifária, que atenuou a atualização da estrutura vertical. Por outro lado, verifica-se aumento da componente TE que impacta mais os subgrupos com tensões de conexão maiores, por serem mais intensivos em consumo de energia e por possuírem proporcionalmente uma TUSD menor por utilizarem menos o sistema de distribuição. 91. Ponto a considerar sobre a elevação da tarifa dos consumidores conectados no nível de tensão A3a é que esta é resultante da aglutinação dos custos médios desse subgrupo ao A4, compondo, para fins de cálculo o agrupamento MT. Até então, o subgrupo A3a, era calculado separadamente considerando o Custo Marginal Médio Brasil de 2002 e não por empresa como se faz agora.

92. Em relação aos subgrupos A3a e A4, a elevação tarifária percebida na TUSD deve-se à atualização dos custos médios específicos da distribuidora. Devido à baixa densidade de carga das redes rurais, o custo médio do MT se eleva, alocando mais custos para o subgrupo A3 a e A4.

93. Por fim, a elevação tarifária percebida pelos subgrupos do Grupo B, em relação ao B1 Residencial, deve-se à alteração da forma de cálculo das tarifas dessas subclasses, conforme publicado no Submódulo 7.3 do PRORET. O mesmo submódulo dispõe, ainda, que o ajuste nos níveis tarifários da Baixa Tensão em relação à tarifa residencial será aplicada em todas as concessionárias do país. III.9 - TRANSIÇÃO DA APLICAÇÃO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA



94. Motivado pelos impactos detalhados no item anterior, provenientes dos aprimoramentos realizados na estrutura tarifária, poderá ser proposto período de transição que devem ser listados neste item para acompanhamentos em processos tarifários futuros. Nessa condição, deve-se avaliar os efeitos somados da alteração da estrutura tarifária com as alterações do nível tarifário. 95. Em função dos impactos relevantes mencionados, propõe-se aplicar uma transição na alteração das relatividades entre as tarifas dos subgrupos do Grupo B a fim de atender aos princípios de modicidade e estabilidade tarifária, em consonância com os Submódulo 7.3, item 9 e Submódulo 7.1, item 14.4. A forma da transição do patamar vigente deve ser discutida em cada processo tarifário e é, portanto, objeto da Audiência Pública da revisão. A proposta apresentada considera um passo inicial, de forma a mitigar o impacto que seria percebido se a convergência tarifária fosse completa. O próximo passo poderá ser dado nos processos tarifários seguintes, observando os critérios de conveniência, oportunidade e modicidade tarifária, chegando-se, então, ao patamar de realinhamento tarifário da BT apresentado no PRORET 7.3.

96. Para esta revisão tarifária, adotou-se a seguinte transição par ao grupo B:

Tabela 24 – Relação das tarifas dos subgrupos do Grupo B com a B1 - Residencial

Subgrupos Vigente Transição Proposta do Submódulo 7.3

B2 - Rural 63,00% 65,00% 70% B2 - Cooperativas 44,66% 65,00% 70%

97. No caso dos subgrupos A3a e A4 propõe-se aplicação de transição para o ciclo. Alocaram-se 30% dos seus custos de TUSD TRANSPORTE aos demais consumidores da distribuidora, inclusive aos consumidores do próprio subgrupo. 98. Diante desses procedimentos o efeito médio final por subgrupo/classe é aquele definido na Tabela 1 desta Nota Técnica. III.10 - CÁLCULO DA TUSD PARA CENTRAIS GERADORAS 99. Nos termos da regulamentação vigente, a Tarifa de Uso para Centrais Geradoras conectadas em tensão inferior a 88 kV será aquela definida no último reajuste, atualizada pelo Índice Geral de Preços de Mercado - IGP-M.

100. Deve-se ainda considerar eventuais componentes financeiros às tarifas. IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 101. São fundamentos legais e infralegais:

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



Lei nº 9427, de 26 de dezembro de 1996, art. 3º com redação pela Lei nº 10.848 de 15 de março de 2004;

Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, Anexo I, art. 4º, inciso X; Decreto nº 4.562, de 31 de dezembro de 2002, art. 1º, §1º; Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013; Contrato de Concessão dos Serviços Públicos de Distribuição celebrado pela distribuidora; Resolução Normativa ANEEL nº 464 de 22 de novembro de 2011; Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; e Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST.

V - DA CONCLUSÃO 102. Esta Nota Técnica apresentou o processo de construção da estrutura das tarifas da CEPISA, detalhando o cálculo das Tarifas de Referência e das Tarifas de Aplicação. 103. Cabe destacar que, nos termos do Submódulo 7.1 do PRORET, a distribuidora não solicitou, até o momento, qualquer flexibilização dos parâmetros de cálculo da estrutura tarifária. 104. Ressalta-se ainda que diante dos efeitos tarifários observados, foi aplicada uma transição na proposta de alteração das relatividades entre as tarifas dos subgrupos do Grupo B (B1, B2, B3, B4) e também foram aplicadas transições nas tarifas de TUSD TRANSPORTE para os subgrupos A3a e A4. 105. Os valores apresentados nesta nota técnica foram calculados utilizando dados enviados pela distribuidora e outros dados de entradas definidos neste processo de revisão tarifária. Os resultados podem sofrer variações durante o processo de revisão tarifária, haja vista as contribuições recebidas em Audiência Pública e, ainda, em decorrência da alteração dos dados e dos resultados da obtenção dos custos regulatórios e de dados de entrada da estrutura tarifária.

VI - DA RECOMENDAÇÃO 106. Recomenda-se a submissão desta Nota Técnica para a Diretoria colegiada da ANEEL e posterior submissão à Audiência Pública para recebimento de contribuições dos agentes e da sociedade.



FLÁVIA LIS PEDERNEIRAS Especialista em Regulação - SRE

DIEGO LUÍS BRANCHER Especialista em Regulação - SRD

De acordo

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação Econômica – SRE

CARLOS ALBERTO CALIXTO MATTAR Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD

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