Nota Técnica_271_2009-Estrutura Tarifária-1RA (2)

Nota Técnica n° 271/2009-SRE-SRD/ANEEL

Em 4 de agosto de 2009.

Processo n° 48500.004247/2009-37 Assunto: Proposta de Alteração Metodológica da Estrutura Tarifária Aplicada ao Setor de Distribuição de Energia Elétrica no Brasil – 1º Parte.

I. DO OBJETIVO Apresentar o resultado preliminar das análises, realizadas no âmbito das Superintendências de Regulação Econômica - SRE e de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, da metodologia utilizada para definição da Estrutura Tarifária aplicada ao setor de Distribuição de Energia Elétrica no Brasil, com o objetivo de propor nova metodologia para definição da estrutura das tarifas de fornecimento e uso. II. DOS FATOS 2. Um dos marcos da reestruturação do setor elétrico brasileiro foi a desverticalização das atividades e empresas e a inclusão da competição nos segmentos de comercialização e geração. 3. As empresas de distribuição tiveram uma redefinição de seus papéis, com a segregação das atividades de distribuição e comercialização. A distribuição, caracterizada como um monopólio natural, passou a ser uma atividade desenhada para a disponibilização do meio físico e das condições para que o mercado de energia se desenvolvesse com equilíbrio entre os agentes e de maneira eficiente. 4. Nesse contexto, o acesso às redes de distribuição deve ser não discriminatório e o acessante deve remunerar adequadamente à distribuidora pelo uso desse meio físico de transporte de energia. Todo acessante do Sistema de Distribuição, seja carga ou geração, paga um encargo de uso desse sistema, independente da forma de contratação da energia que consome ou gera. Assim, em relação ao encargo de uso, consumidores livres, especiais e cativos devem ter tratamento similar. 5. A Resolução ANEEL nº 281, de 01 de outubro de 1999, estabeleceu as condições gerais de contratação do acesso, compreendendo o uso e a conexão aos sistemas de distribuição e transmissão

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

(Fls. 2 Nota Técnica n° 271/2009-SRE-SRD/ANEEL, de 04/08/2009)

de energia elétrica. Complementarmente, para que seja possível a cobrança dos encargos de uso dos sistemas de distribuição, foram definidas as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD. 6. Desde 1999, a ANEEL publicou para cada distribuidora as TUSD em atendimento à sua competência legal expressa na Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, art. 3º, inciso XVIII, alterado pela Lei nº 10.848 de 15 de março de 2004. 7. Adicionalmente, o Decreto nº 4.562, de 31 de dezembro de 2002, estabeleceu a necessidade de abertura dos contratos de fornecimento dos consumidores do grupo A, em contratos específicos de uso dos sistemas de distribuição ou transmissão, conexão e compra de energia. Determinou, ainda, a incorporação às tarifas de distribuição das parcelas apropriadas do custo do transporte, das perdas de energia, bem como os encargos de conexão e os encargos setoriais do segmento consumo. 8. Nesse contexto, o Decreto 5.163, de 30 de julho de 2004, determinou que os consumidores potencialmente livres deverão celebrar contratos distintos para conexão e uso dos sistemas de transmissão ou distribuição e para a compra de energia elétrica. 9. A Resolução Normativa ANEEL - REN nº 166, de 10 de outubro de 2005, estabeleceu as disposições consolidadas relativas ao cálculo da TUSD e da Tarifa de Energia - TE. O objetivo foi adequar o cálculo dos componentes da TUSD de acordo com a composição dos custos e a correta aplicação aos usuários do sistema de distribuição considerada a legislação aplicável. Como resultado, parte da TUSD é rateada pelo mercado de energia ou demanda como “selo”1, e parte pelo custo marginal de capacidade por nível de tensão, além de um componente que é apurado proporcionalmente à receita, na forma de um percentual. BASE METODOLÓGICA DA ESTRUTURA TARIFÁRIA VIGENTE 10. No período compreendido entre 1977 e 1979 foi realizado o primeiro estudo, pelo Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica - DNAEE e a Centrais Elétricas Brasileira S.A. - ELETROBRÁS, em parceria com a Électricité de France - EdF, publicado com o título “Estrutura do Sistema Tarifário Brasileiro de Energia Elétrica com Base nos Custos Marginais”. Esse estudo teve como objetivo examinar a viabilidade de se determinar os custos de fornecimento de energia elétrica no Brasil com base na teoria marginalista, sendo implementado nos anos seguintes. 11. De 1980 a 1981 foi realizado um estudo mais completo, que resultou no livro “Estrutura Tarifária de Referência para Energia Elétrica”2. Esse trabalho teve como objetivo adequar a primeira publicação, por meio do uso de dados mais elaborados, divulgação das metodologias desenvolvidas, de modo a subsidiar a decisão política de aplicação de tarifas diferenciadas para os consumidores conectados em Alta Tensão.

1 Nesta Nota Técnica ao referir-se que uma variável é rateada ou cobrada na forma de um “selo”, implica dizer que o valor do componente tarifário é igual para todos os níveis de tensão, respeitando as grandezas em R$/MWh ou R$/kW. 2 Ministério de Minas e Energia - Grupo de Trabalho DNAEE / Eletrobrás – Agosto 1981.


12. A determinação da Estrutura Tarifária procurava, além de adequar as tarifas aos custos, melhorar a conformação da curva de carga do sistema para otimizar o aproveitamento de sua capacidade e diminuir os custos relativos a investimentos. Logo, foram definidas tarifas horo-sazonais para os grandes consumidores, com preços diferenciados para a energia consumida nos períodos seco e úmido e para a energia e demanda nos períodos de ponta e fora de ponta dos sistemas de distribuição, denominadas Tarifa Horo-sazonal Azul e Tarifa Horo-sazonal Verde. 13. O trabalho resultou em sinais que refletiam as necessidades e características dos sistemas de geração, transmissão e distribuição existente à época e, portanto, necessita ser revisto, considerando as evoluções que ocorreram na geração, nas redes de transmissão e de distribuição e nos perfis de consumo de energia elétrica ao longo das últimas décadas, bem como pelo novo cenário vislumbrado para os anos vindouros. Além disso, hoje as tarifas de fornecimento são abertas em TUSD e TE, devendo ambas conter sinais econômicos adequados. 14. No período entre a publicação das primeiras tarifas horo-sazonais, em 1982, e a publicação das primeiras TUSD, em 1999, quase nenhuma mudança foi realizada na Estrutura Tarifária, uma vez que a ANEEL vem adotando a mesma base metodológica aplicada nos anos 80, consolidada em um estudo publicado pelo Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica - DNAEE, intitulado Nova Tarifa de Energia Elétrica – metodologia e aplicação, de 1985, e comumente conhecido como “Livro Verde”3. 15. Em 1999, a ANEEL solicitou que as distribuidoras apresentassem suas propostas de Estrutura Tarifária com base nos custos marginais de expansão em cada nível de tensão. Contudo, diante das dificuldades de serem reconhecidos os estudos apresentados e da ausência de manifestação de algumas distribuidoras, a Agência publicou, em 2001, uma metodologia para o cálculo do custo marginal de capacidade e solicitou das distribuidoras informações do planejamento da expansão dos sistemas de distribuição. A metodologia adotada reproduziu quase que integralmente a apresentada nos estudos realizados na década de 80. 16. Assim, foram apurados os custos marginais de expansão por nível de tensão, considerando a metodologia do Custo Incremental Médio de Longo Prazo – CIMLP. Contudo, diante da grande dispersão na comparação dos resultados entre as distribuidoras, foi utilizada para todas uma média nacional, que considerava os custos calculados individualmente para cada uma. 17. Atualmente, pode-se resumir o cálculo da Estrutura Tarifária em três etapas:

i) Cálculo dos Custos Marginais de Capacidade: apurados por nível de tensão e posto tarifário, em R$/kW, com base na contribuição dos consumidores para formação da ponta do sistema e nos custos marginais de expansão;

ii) Cálculo da Tarifa de Referência: ajuste dos custos marginais de capacidade por nível de

tensão para que, aplicados ao mercado de referência recuperem, a receita estabelecida

3 No início dos anos 90 esses estudos foram compilados em um documento intitulado Programa de Revisão Tarifária.


para a distribuidora. Nesta etapa também é ajustada a relação entre os postos tarifários, ponta e fora ponta para os componentes tarifários rateados pelo custo marginal;

iii) Cálculo das Tarifas de Aplicação (TUSD e TE): construção das modalidades tarifárias de

acordo com o perfil do consumidor (curta ou longa utilização na ponta ou sem sinalização horária) e a forma de contratação (livre ou cativo). Nesta etapa, os custos da distribuidora são rateados parte pelo custo marginal, parte pelo mercado de energia ou demanda na forma de um “selo” e parte como uma proporção da receita.

18. Com o início do processo de revisão tarifária periódica das distribuidoras o cálculo da TUSD foi realizado concomitante com a data de aniversário de cada distribuidora e buscou incorporar procedimentos compatíveis. Com o processo de validação da base de remuneração e dos custos operacionais, a TUSD considerou os adequados custos da distribuição - processo bottom-up - ao invés do processo top-down, adotado anteriormente na composição dos custos. 19. Para o cálculo do custo marginal de capacidade foram utilizados os custos marginais de expansão4 médios por nível de tensão apurados em 2002, as tipologias de carga e rede obtidas por campanha de medição e a proporção de fluxo fornecida pelas distribuidoras. APRIMORAMENTOS DA METODOLOGIA 20. Na Audiência Pública n° 008/2006, realizada em 2 de agosto de 2006, que visou o aprimoramento da metodologia proposta para o 2° ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas, foram apresentadas diversas contribuições sobre o tema “Estrutura Tarifária”, propondo alterações na atual metodologia de cálculo da TUSD e da TE, além de uma Audiência Pública específica para debater o assunto. 21. A Portaria n° 405/2006, de 17 de outubro de 2006, constituiu um Grupo de Trabalho com a finalidade de analisar e avaliar a atual estrutura das tarifas de energia elétrica e propor nova Estrutura Tarifária, que reflita uma sinalização eficiente para acesso e uso dos sistemas de distribuição e incentive o consumo eficiente de energia elétrica. 22. Dando continuidade aos estudos e a relevância para o setor de energia elétrica esta Agência propôs como Projeto Estratégico o tema “Metodologia para Estabelecimento de Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica” de que trata a Chamada nº 008/2008, de outubro de 2008. Apresentaram-se como interessadas um rol de 32 empresas, que correspondem à aproximadamente 85% do mercado de distribuição de energia elétrica, coordenadas pelo Instituto ABRADEE e tendo como proponente a empresa Elektro Eletricidade e Serviços S.A. 23. Paralelamente as Superintendências SRE e SRD apresentaram um cronograma de estudo interno que foi aprovado na Reunião Administrativa de Diretoria, do dia 9 de dezembro de 2008. Em cumprimento ao cronograma, esta Nota Técnica apresenta os resultados do 1º Relatório de Acompanhamento abordando temas relacionados ao Fator de Perdas de Potência e aos componentes de 4 Atualmente utiliza-se o Custo Incremental Médio de Longo Prazo para apuração do Custo Marginal de Expansão.


custo da TUSD e da TE, cujas análises são demonstradas nas seções seguintes. Na sequência serão apresentados o diagnóstico atual, a estrutura e o objetivo dos estudos que a ANEEL vem realizando. 24. Por último, destaca-se o Seminário Internacional de Estrutura Tarifária, realizado nos dias 17 e 18 de julho de 2009. O objetivo do evento foi debater a formação da estrutura das tarifas a serem aplicadas ao setor de distribuição de energia elétrica observando a experiência internacional sobre o assunto, que irá contribuir para os estudos que esta Agência vem desenvolvendo. O evento teve a participação de palestrantes do Reino Unido, Estados Unidos, Espanha, Portugal, Chile, Banco Mundial, além de representantes brasileiros.5 III. DA ANÁLISE 3.1 DIAGNÓSTICO ATUAL 25. Com base no exposto na seção anterior e nos estudos já realizados, apresenta-se a seguir um breve diagnóstico da Estrutura Tarifária em vigor:

i) A estrutura está desatualizada. No período entre a publicação das primeiras tarifas horo-sazonais em 1982, e a publicação das primeiras TUSD, em 1999, poucas mudanças foram feitas na Estrutura Tarifária. Entretanto, houve alterações significativas no setor elétrico, sendo a desverticalização a principal delas. Em decorrência, os serviços de “fio” e comercialização de energia foram segregados, sem a devida modernização da Estrutura Tarifária.

ii) Existem incentivos que estão levando consumidores a um comportamento que indica a

não otimização da utilização do sistema de distribuição de energia elétrica. Por exemplo, alguns grupos tarifários se sentem excessivamente penalizados pelas tarifas de ponta e estão instalando geradores a diesel para reduzir seu consumo neste horário. Ademais, alguns consumidores em Alta Tensão (138 kV, e mesmo 69 kV) buscam conexão direta com a rede básica para evitar o pagamento de tarifas pelo uso do sistema de distribuição. Este “by-pass” feito por razões não técnicas requer investimentos complementares e resulta em ativos ociosos no sistema de distribuição.

iii) Não é dado o mesmo tratamento de preço entre a energia do mercado livre (preço spot da

CCEE) e a do mercado cativo. No primeiro, as diferenças tarifárias entre ponta e fora de ponta observadas atualmente são desprezíveis, enquanto que no segundo são significativas e rígidas, e a distribuidora não reflete essa diferença em sua contratação. No processo de reformulação do modelo do setor elétrico, foram insuficientes os esforços para se entender a razão das diferenças, tampouco o de reconciliar as discrepâncias.

iv) Os custos marginais de expansão padrão parecem não refletir os reais custos de cada

distribuidora podendo provocar distorções na Estrutura Tarifária. 5 Maiores informações sobre o Seminário e acesso às palestras encontram-se no site da ANEEL (www.aneel.gov.br).

http://www.aneel.gov.br/


26. A seguir serão destacados as premissas deste projeto e como ele está desenhado, de forma a garantir a transparência necessária que o estudo requer, tendo em vista o reflexo direto na alocação de custos entre os diversos grupos de consumidores. 3.2 PREMISSAS E DESENHO DO PROJETO 27. O Objetivo desta seção é apresentar as premissas do estudo e como a ANEEL irá desenvolver as atividades ao longo do tempo, a fim de proporcionar maior previsibilidade aos agentes envolvidos. Com o objetivo de se ter um planejamento prévio e objetivos claros e específicos iniciou-se este projeto buscando responder aos seguintes questionamentos:

O que se quer? Aperfeiçoar a Estrutura Tarifária vigente

Para que? Induzir o uso eficiente da rede pela carga por meio de sinalização econômica tarifária

Como? Analisando a ET atual, buscando experiências em outros países e estudando o estado da arte sobre o assunto

Quando? Para implementação a partir de 2011 - 3º Ciclo de RTP

Figura 1.- Desenho do Projeto de Aperfeiçoamento da Estrutura Tarifária 28. Portanto, para aperfeiçoar a Estrutura Tarifária vigente, a fim de induzir o uso eficiente da rede pela carga por meio de sinalização econômica tarifária, deve-se avaliar a metodologia atual, observar a experiência em outros países e o estado da arte sobre o assunto. Dessa forma, será possível propor nova metodologia para o desenho da Estrutura Tarifária aplicada ao Setor de Distribuição de Energia Elétrica no Brasil, a ser implementada de forma gradual ao longo do ciclo tarifário. 29. As premissas desse projeto estão baseadas em quatro partes principais.

PremissasVisão de longo prazoEstabilidade TarifáriaEficiência x Equidade

Simplificação de Procedimentos Figura 2.- Premissas do Projeto de Aperfeiçoamento da Estrutura Tarifária

30. O projeto está dividido em cinco grandes Temas de Estudo. O Tema I abordará os custos de referência que formam a TUSD e a TE, analisando a origem do custo e a forma de cálculo da tarifa e sua aplicação no respectivo mercado. Além disso, será apresentada a metodologia de cálculo do Fator de Perdas de Potência, adotada no cálculo dos Custos Marginais de Capacidade. No Tema II será proposta


uma metodologia para o cálculo do Custo Marginal de Capacidade, onde se desenvolverá uma metodologia para o cálculo do Custo Marginal de Expansão, abordando ainda a Proporção de Fluxo e a Responsabilidade de Potência. Posteriormente, tem-se o Tema III onde se analisará a definição de postos tarifários e o sinal horo-sazonal. O Tema IV foca especificamente na Baixa Tensão - BT e o Tema V conclui o projeto buscando desenvolver um modelo de previsão de demanda. A Figura abaixo retrata a divisão dos grandes Temas de Estudo.

4. Discussão tarifária - AS

TEM

A IV

Tarif

açao

pa

ra B

T

2. Sinal horo-sazonalTEM

A II

I

Sina

is

Preç

o 1. Definição de postos tarifários

2. Tarifas: Rural, IP e Demais Classes

3. Realinhamento da Baixa Tensão

2. Levantamento de dados

3. SimulaçõesTEM

A V

Prev

isão

Dem

anda

d. Tusd Encargos Setoriais

1.2. Proporção de Fluxo

1.3. Responsabilidade de Potência

2. Fator de Perdas

Uso

da

Red

e

1. Componentes de custos da tarifa a. Tusd Fio Ab. Tusd Fio Bc. Tusd Encargos Sv Distribuição

e. Tusd Perdasf. Tarifa de energia

1. Metodologia Custo Marginal Capacidade

TEM

A II

1. Postos Tarifários para Baixa Tensão

1. Tipos de modelo1.1. Custo Marginal de Expansão

Cus

tos

e Fa

tor

Perd

as

TEM

A I

Figura 3.- Divisão dos Temas de Estudo do Projeto

31. Com os Temas de Estudo definidos apresenta-se agora como se dará o desenvolvimento temporal das atividades. 32. O Tema I, objeto desta Nota Técnica, faz parte do 1º Relatório de Acompanhamento – RA que foi apresentado à Diretoria da ANEEL em junho deste ano. O Tema II corresponde ao 2º RA, e os Temas III e IV comporão o 3º RA, ambos previstos para conclusão neste 2º semestre de 2009. Já o Tema de Estudo V tem previsão para conclusão no primeiro semestre de 2010. 33. Com o intuito de dar mais transparência aos estudos, permitir a troca de experiência entre os agentes do setor, aumentar a sinergia com o Projeto Estratégico nº 008/2008 e a agilidade procedimental, cada Relatório de Acompanhamento terá como produto uma Nota Técnica que será submetida à Audiência para o Público Interno – API da ANEEL, e, posteriormente, à Consulta Pública - CP. Ressalta-se que essas Consultas Públicas visam dar uma sinalização aos agentes envolvidos de como a ANEEL está conduzindo este processo, não sendo, portanto, propostas conclusivas. Somente, no segundo semestre de 2010 será instaurada uma Audiência Pública - AP com a proposta consolidada de aperfeiçoamento da metodologia de Estrutura Tarifária aplicada aos Serviços de Distribuição de Energia Elétrica.


34. A figura 4 apresenta a evolução temporal das etapas de estudo.

Figura 4.- Cronograma das Etapas

35. Apresentada a base da Estrutura Tarifária vigente, feito um breve diagnóstico do problema inerente à atual Estrutura Tarifária e desenvolvidas as premissas e o desenho do Projeto passa-se agora à análise dos itens de estudo do Tema I – Composição dos Custos e Fator de Perdas de Potência. 3.3 TEMA I – COMPOSIÇÃO DOS CUSTOS E FATOR DE PERDAS DE POTÊNCIA 3.3.1 COMPONENTES DE CUSTO DA TARIFA DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO E DA TARIFA DE ENERGIA 36. Para se propor uma adequação da forma de aplicação na Estrutura Tarifária de cada referência de custo, deve-se inicialmente avaliar a formação do custo, sua classificação como parcela gerenciável (PB) ou não gerenciável (PA), bem como as responsabilidades dos diversos acessantes na recuperação da receita requerida de distribuição. Desse modo, o que se busca nesta fase é uma avaliação de como estão sendo atualmente alocados os diversos componentes de custo na tarifa, e, quando necessário, propor aprimoramentos. TUSD FIO A 37. Os estudos relacionados à composição dos custos pertencentes à TUSD Fio A serão tratados em Audiência Pública distinta da proposta de Estrutura Tarifária, tendo em vista a oportunidade e a conveniência dos aprimoramentos serem implementados de forma imediata. TUSD FIO B 38. A parcela B da TUSD agrupa os valores relativos à remuneração dos ativos, à quota de reintegração decorrente da depreciação, e ao custo de operação e manutenção dos sistemas de distribuição e custos com processos comerciais e administrativos. Portanto, compreende o valor da receita dos ditos custos gerenciáveis. São custos próprios da atividade de distribuição e de gestão comercial dos clientes, que estão sujeitos ao controle ou influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária. 39. Atualmente, a TUSD Fio B é rateada pelo critério do custo marginal dos sistemas de distribuição, determinado por faixa de tensão, com valores aplicáveis às demandas máximas de potência


ativa, para os postos tarifários ponta e fora da ponta. Por definição o custo marginal de uma rede elétrica corresponde ao custo de atender a um incremento de carga de 1 kW. 40. Monopólios naturais tendem a ajustar seus preços de tal forma que a sua receita marginal seja igual ao seu custo marginal. Tal fato leva a apropriação do excedente do consumidor e uma redução da eficiência global da indústria monopolista quando comparada aos mercados que operam em concorrência perfeita. Portanto, ao ratear as tarifas de energia elétrica de forma proporcional aos custos marginais de expansão das redes de distribuição o regulador busca evitar ganhos monopolísticos e emular um mercado em concorrência perfeita, de modo a dar um sinal de preço que induza os consumidores a usar de maneira eficiente os ativos que compõem as redes elétricas. 41. Dessa forma, os custos marginais de expansão são calculados levando-se em consideração todos os custos relacionados à instalação, à operação e à manutenção dos ativos necessários a expansão da capacidade instalada das redes elétricas. Os custos marginais devem ser utilizados para formação do sinal de preço no rateio de todos os custos cujos montantes são afetados pela forma como os consumidores utilizam as redes elétricas. 42. Assim, consideramos que custos como os de operação e manutenção (O&M), quota de reintegração e remuneração dos investimentos devem continuar a ser rateados pelos custos marginais de expansão das redes de distribuição.

43. Por sua vez os custos com processos comerciais estão relacionados aos contratos entre as distribuidoras e seus usuários, assim como em todo tipo de atividade comercial. Referem-se aos serviços prestados ao usuário correspondentes a medição, faturamento, cobrança, subscrição de contratos, realização de conexões e desconexões, atendimento ao público e consultoria técnica e energética. 44. Outra característica dos processos comerciais é que não dependem do planejamento ou da manutenção dos sistemas físicos da empresa de distribuição. Normalmente existe um serviço especializado e distinto para os serviços comerciais, ou seja, não possui relação com a infra-estrutura da rede. 45. Os processos comerciais têm, com exceção das perdas não-técnicas, como base de cálculo do modelo de Empresa de Referência6 o número de unidades consumidoras da área de concessão. Nesse sentido, a forma de rateio por unidade consumidora é também adequada.

46. Basicamente, os custos da Empresa de Referência podem estar relacionados à rede, energia, número de unidades consumidoras ou, ainda, pela combinação desses componentes. Todavia, a segregação detalhada de todos os componentes é complexa e com alto grau de subjetividade, conforme apresentado na tabela 1.

6 Empresa de Referência: processo utilizado para obtenção dos custos comerciais e de operação e manutenção considerados no processo de revisão tarifária.


Tabela 1.– Discriminação dos Custos da Empresa de Referência

SETORES DA EMPRESA FONTE DOS CUSTOS OBSERVAÇÕES / EXCEÇÕES

ADMINISTRATIVO

ESTRUTURA CENTRAL

• Presidência/Conselho/Ouvidoria Suporte a toda Estrutura

• Diretoria de Assuntos Regulatórios Suporte a toda Estrutura Gerência de planejamento de mercado e comercialização de energia: base energia.

• Diretoria Comercial Suporte a toda Estrutura

Gerência de clientes corporativos: base demanda grandes consumidores; Gerência de compra e venda de energia: base energia; Gerência de perdas e medição: base perdas e unidades consumidoras;

• Diretoria Financeira e Controladoria Suporte a toda Estrutura

• Diretoria Técnica Custo Marginal de Capacidade

• Diretoria de Recursos Humanos Suporte a toda Estrutura

• Diretoria Administrativa Suporte a toda Estrutura

ESTRUTURA REGIONAL Custo Marginal de Capacidade Dentre os custos com gerências regionais predominam operação e manutenção. Ex: Regional Tipo 1 (90,5%) Tipo 6 (90,0%)

SISTEMAS Suporte a toda Estrutura

PROCESSOS DE O&M Custo Marginal de Capacidade Desde que considerados os custos com operação e manutenção no cálculo do custo marginal de expansão.

PROCESSOS COMERCIAIS

TAREFAS COMERCIAIS Unidades Consumidoras

FATURAMENTO Unidades Consumidoras

PERDAS NÃO-TÉCNICAS Energia e demanda Conforme Nota Técnica n.º 302/2005-SRE/ANEEL.

TELEATENDIMENTO Unidades Consumidoras

CUSTOS ADICIONAIS

ADMINISTRATIVO Suporte a toda Estrutura

OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO Custo Marginal de Capacidade

COMERCIAL Unidades Consumidoras Geralmente são negativos

GERAÇÃO PRÓPRIA Energia

47. Ao analisar os dados de unidades consumidoras constata-se que, no Brasil, 99,74%7 são atendidas em BT. A Figura 5 apresenta o histograma construído com base nesses dados. A título de exemplo, o terceiro bloco da figura 5 demonstra que 10% das distribuidoras possuem 99,68% de unidades consumidoras atendidas em BT. Destarte, considerando que os custos de processos comerciais - exceto

7 Dados do Sistema de Apoio à Decisão/ANEEL


perdas não-técnicas - no modelo de Empresa de Referência são proporcionais ao número de unidades consumidoras, deve-se optar por alocar tais custos aos consumidores atendidos em Baixa Tensão, reduzindo a complexidade no cálculo tarifário.

0

5

10

15

20

25

99,76% 99,84% 99,68% 99,61% 99,53% 99,30% 99,38% 99,46%

Bloco

Freq

üênc

ia

Figura 5 - Histograma Percentual de Unidades Consumidoras atendidas em Baixa Tensão em Todas as

Concessionárias de Distribuição.

48. A Figura 6 apresenta a composição e o percentual de custos relativo ao total da Empresa de Referência dos processos comerciais.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

JAGUARI

MOCOCA

ELETROCAR

SANTA MARIA

CSPE

BRAGANTINA

NACIONAL

CELTIN

S

SANTA CRUZ

VALE P

ARANAPANEMA

CEMAT

CAIUA

ENERSUL

UHENPAL

EFLUL

COPEL

ENERGISA M

INAS G

ERAIS

ENERGISA B

ORBOREMARGE

AES SUL

SULGIP

E

JOÃO C

ESA

ENERGISA S

ERGIPE

CEMIG

COSERN

COELBA

CPFL-PAULIS

TA

CELPE

AMPLA

COELCE

ELETROPAULO

TAREFAS COMERCIAIS FATURAMENTO PERDAS NÃO-TÉCNICAS TELEATENDIMENTO

Figura 6 – Percentual de Custos dos Processos Comerciais na Empresa de Referência.


49. Para avaliar o impacto da forma de rateio proposta foram realizadas três simulações para as distribuidoras Jaguari, Copel e Eletropaulo, que representam, respectivamente, a menor, a mediana e a maior empresa da amostra apresentada na Figura 6. A tabela 2 apresenta os resultados do efeito médio aos consumidores cativos.

Tabela 2 - Efeito Médio para o Consumidor Cativo com a alteração proposta na TUSD fio B Empresa Nível de Tensão Reposicionamento Tarifário

Aplicado Reposicionamento tarifário com alterações propostas Variação

AT -10,75 % -13,30 % -2,54 % Eletropaulo BT -12,89 % -11,35 % 1,54 % AT -3,51 % -6,19 % -2,68 % Copel BT 1,58 % 3,73 % 2,16 % AT -8,14 % -9,38 % -1,24 % Jaguari BT -6,70 % -4,21 % 2,48 %

TUSD Encargos de Serviço de Distribuição Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE 50. A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE foi instituída pela Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com intuito de constituir as receitas da ANEEL. É apurada em base anual, diferenciada em função da modalidade e proporcional ao porte do serviço concedido, permitido ou autorizado. Corresponde a cinco décimos por cento (0,5%) do valor do Benefício Econômico (BE) anual auferido pelo concessionário, permissionário ou autorizado. 51. Sua cobrança iniciou-se em 1º de janeiro de 1997, recolhida diretamente à ANEEL, em duodécimos. Para não haver impacto tarifário, a lei determinou que o valor da taxa de fiscalização seja deduzido do valor global das quotas da Reserva Global de Reversão - RGR. 52. Atualmente, o Benefício Econômico é calculado utilizando os dados do Sistema de Acompanhamento de Mercado (SAMP). Descontam-se as despesas das receitas informadas, conforme esquema abaixo:

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡+−

⎥⎥⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

+

+=

transportenousodeDespesa

revendaparacompradaEnergia

energiadeVenda

transportedeusonoceita

energiadetoFornecimen

BE Re (1)

53. O que equivale a:


⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

=

⎥⎥⎥⎥⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡+

−

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡+

=

ESSSetoriaisEnc

DistrServEncParcelaB

ConexãoEUSD

FronteiraeBásicadeBásicadePPNTPTPerdas

EUSTTransporteITAIPUcompradaEnergia

SAMPlivreconsdoceita

cativodoceita

BE.

...Re

)Re,,()(

)(.Re

Re

(2)

54. Observa-se que o Benefício Econômico é formado pela própria TFSEE já que está incluída nos Encargos de Serviço de Distribuição. 55. Conforme regulamentado pela REN nº 166/2005, existe a incidência da TFSEE tanto na TUSD quanto na TE. A parcela da TUSD está considerada no componente tarifário TUSD – Encargos de Serviço de Distribuição e é atualmente repassada à tarifa de cada subgrupo tarifário por meio dos custos marginais de capacidade. Na TE o repasse na tarifa se dá por meio de um “selo” baseado no mercado de energia (MWh) dos consumidores cativos. 56. A proposta de alocação da taxa de fiscalização remete à forma como sua base é construída, ou seja, proporcionalmente à composição do Benefício Econômico. Assim, de posse da despesa com TFSEE da distribuidora - ou seja, 0,5% do BE -, calcula-se o percentual que representa essa despesa sobre a sua base de cálculo. Ou seja, o total de receita obtida pela distribuidora, em todos os níveis de tensão e postos tarifários, com os componentes Fio B, Encargos de Serviço de Distribuição, Encargos Setoriais e Encargos de Serviços do Sistema - ESS, da seguinte forma:

).....(Re%

ESSSetEncDistrServEncBParcelaceitaTFSEEdeDespesaTFSEE

+++= (3)

57. O percentual resultante (%TFSEE) é aplicado sobre cada componente tarifário da base de cálculo, e as parcelas resultantes são somadas, de forma a obter o componente tarifário da TFSEE, por subgrupo tarifário, conforme abaixo.

∑ ⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

++++

++++=

ESSsbiENC

PROINFAsbiENC

CDEsbiENC

CCCsbiENC

ONSsbiENC

DPsbiENC

RGRsbiENC

TFSEEsbiENCsbiDISTTFSEE

sbiENC TUSDTUSDTUSDTUSD

TUSDTUSDTUSDTUSDTUSDTFSEETUSD

,,,,

,&

,,,,, *% (4)

Onde sb i indica o respectivo subgrupo tarifário.

58. Essa forma de cálculo do componente tarifário da taxa de fiscalização guarda coerência com a forma de cálculo do próprio BE. Além disso, a TFSEE deve ser cobrada somente na Tarifa de Uso do Serviço de Distribuição (TUSD), para que consumidores livres e cativos sejam responsáveis da mesma forma pela arrecadação da taxa. Isso garante uma neutralidade nesse custo para a distribuidora, evitando que ela perca arrecadação de TFSEE caso o consumidor cativo se torne livre.


Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética – P&D - EE 59. Esse encargo tem como objetivo levantar recursos para que as distribuidoras -concessionárias e permissionárias - invistam parte de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento (P&D) bem como em projetos de eficiência energética (PEE). O valor total a ser arrecadado é de no mínimo um por cento (1%) da Receita Operacional Líquida – ROL. 60. Adicionalmente, conforme previsão legal, parte dos recursos arrecadados pelas distribuidoras é repassado para o Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico - FNDCT e para o Ministério de Minas e Energia - MME:

• para o FNDCT : não há especificação quanto ao uso do recurso; e • para o MME: custear os estudos e pesquisas de planejamento da expansão do sistema

energético, bem como os de inventário e de viabilidade necessários ao aproveitamento dos potenciais hidrelétricos.

61. A Tabela 3 detalha os percentuais e a datas de vigência da regra.

Tabela 3 – Detalhamento da destinação do encargo P&D-EE8 Lei nº 11.465/2007 (alterou incisos I e III do art. 1º da 9.991/2000)

Vigência: 28/03/2007 a 31/12/2010 A partir de 1º/01/2011 Segmento

P&D PEE FNDCT MME P&D PEE FNDCT MME Distribuição 0,20 0,50 0,20 0,10 0,30 0,25 0,30 0,15

Geração 0,40 0,40 0,20 0,40 0,40 0,20 Transmissão 0,40 0,40 0,20 0,40 0,40 0,20

62. A Lei nº 9.991/2000 instituiu o encargo e posteriormente a Lei nº 10.848/2004 alterou a forma de rateio da receita originada pelo encargo P&D-EE, por fim, a Lei nº 11.465/2007 trouxe nova alteração no rateio da receita do encargo P&D-EE. 63. No âmbito regulamentar, a REN nº 316, de 13 de maio de 2008, aprovou o Manual de P&D vigente. Contudo, apesar das diversas mudanças legais, o cálculo do encargo permaneceu baseado em um percentual (1%) da Receita Operacional Líquida – ROL. 64. O Manual de P&D define a forma de cálculo da ROL, baseando-se na apuração contábil do Manual de Contabilidade dos Serviços Públicos de Energia - MCSPE, item 2.3 – critérios para obtenção da ROL.

8 A Medida Provisória nº 466 de 29 de julho de 2009, alterou o percentual para 1,3%, sendo que o valor adicional da alíquota (0,3%) deverá ser recolhido ao Tesouro nacional. a partir de 1/1/2011, para ressarcimento de Estados e Municípios que tiverem eventual perda de receita decorrente da arrecadação de ICMS.


Tabela 4 – Apuração da ROL – Reconhecimento Contábil Receitas Consideras Receitas abatidas

Fornecimento de Energia Impostos (ICMS, PIS/PASEP, COFINS, ISS) Suprimento RGR Disponibilidade do sistema de distribuição CCC Outras receitas e rendas operacionais, exceto (aluguel, arrendamento, doações, subvenções, contribuições, ganhos de alienação, e outras receitas originadas fora da atividade objeto da concessão)

CDE

P&D-EE 65. A apuração é mensal, com atraso de dois meses. A arrecadação é reconhecida contabilmente, de acordo com o MCSPE. Existe a incidência da SELIC, como juros por atrasos no repasse para as respectivas contas. 66. Já no reconhecimento tarifário, o cálculo do encargo a ser considerado na receita requerida de distribuição de cada reajuste ou revisão tarifária, é feito com base no mesmo conceito de ROL, contudo trata-se de uma ROL calculada ao invés da apurada quando do reconhecimento contábil. A equação detalha a forma de apuração do encargo P&D-EE.

( )FINORPBENERGIACOMPTRANSPENCEEDP +++++=− _%.1& (5)

67. Cada parcela é detalhada na tabela a seguir.

Tabela 5 – Cálculo da ROL – Reconhecimento Tarifário

Encargos (ENC)

Transporte (TRANSP)

COMPRA DE ENERGIA

(COMP_ENERGIA)

PARCELA B (PB)

OUTRAS RECEITAS

(OR)

FINANCEIROS (FIN)

TFSEE EUST (RB e Fronteira) MERCADO Remuneração PROINFA ECCT (CONEXÃO) PERDAS (PT,

PNT) Quota Reintegração

ONS EUSD (CUSD) AO&M CFURH Transporte de ITAIPU ESS MUST ITAIPU CI

68. Baseada na formação da ROL de reconhecimento tarifário, é feita uma divisão do encargo a ser aplicado à TUSD e à TE. 69. Assim, como está regulamentado pela REN nº 166/2005, existe a incidência do encargo P&D-EE tanto na TUSD quanto na TE. A parcela da TUSD está considerada no componente tarifário TUSD – Encargos de Serviço de Distribuição e é atualmente repassada à tarifa de cada subgrupo tarifário por


meio dos custos marginais de capacidade. Na TE o repasse na tarifa se dá por meio de um “selo” baseado no mercado de energia (MWh) dos consumidores cativos. 70. A forma de repasse do encargo P&D-EE à TUSD atualmente utilizada não guarda coerência com o critério de apuração da ROL, adotado até o procedimento anterior de repartição da receita de P&D entre a TUSD e a TE. 71. Deve-se buscar, naquilo que couber, uma transparência e neutralidade na apuração e repasse dos custos não gerenciáveis - Parcela A - às tarifas. Nessa busca, é necessária uma adequação do cálculo da parcela da TUSD referente ao encargo P&D-EE. 72. Em face do exposto, sugere-se que esta referência de custo seja repassada à tarifa seguindo a mesma lógica de apuração da receita deste encargo, ou seja, como um percentual de sua base de cálculo - a ROL. Na tarifa, o reflexo será a apuração de um percentual dos respectivas componentes tarifários que formam a ROL para cada subgrupo tarifário em específico e cada tipo de acessante. Esse conceito já é adotado no cálculo desse encargo na TE quando o rateio é feito por meio do mercado de energia (MWh). A figura 7 compara o processo de construção do componente tarifário atual e da proposta.

RRD EEDP

PA

−&

RRD EEDP

TUSDPA

−

−

&

RRD EEDP

TEPA

−

−

&

TE EEDP

ENC

−&

TUSD EEDP

ENC

−&

Figura 7 - Diagrama de Apuração do componente tarifário P&D-EE

73. A equação a seguir detalha a proposta para a TUSD.

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛

+++

++++=−

TUSDTUSDTUSDTUSDTUSDTUSDTUSD

TUSDisbFINisbDISTisbPERDAS

isbTRANSMONS

isbENCPROINFA

isbENCTFSEE

isbENCEEDPisbENC

,,,

,,,,&, *%1

K

K

(6)

( )TETETETETE isbFINisbENEisbPERDASisbENCEEDPisbENC ,,,,

&, *%1 +++=− (7)

Onde, sb i indica o respectivo subgrupo tarifário. 74. A forma de aplicação deve ser mantida, conforme já está regulamentada pela REN nº 166/2005, sendo que a tarifa de suprimento não deverá conter a Referência de Custo P&D-EE.


Reserva Geral de Reversão – RGR 75. A RGR é um encargo setorial instituído pelo Decreto nº 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, e cuja extinção está prevista para o fim do exercício de 2010, conforme previsto na Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, quando a ANEEL deverá promover os ajustes necessários com vista à modicidade tarifária. 76. A RGR foi criada para a constituição de um fundo, a ser gerido pela Eletrobrás, com o objetivo de indenizar os ativos ainda não depreciados ou amortizados, em razão da retomada da concessão pela União. Visa também financiar programas sociais do governo federal, no âmbito do setor elétrico, relativos ao consumidor de baixa renda, à universalização da energia, ao Programa Luz Para Todos - PLPT, entre outras finalidades. 77. A obrigação de recolhimento desse encargo é atribuída a todas as concessionárias e permissionárias de serviço público de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. O valor é obtido aplicando 2,5% do investimento “pro-rata” tempore (Ativo Reversível Líquido – ARL) observado o limite de 3% da Receita, conforme detalhado na Resolução ANEEL nº 23/1999. 78. Do montante arrecadado, cabe à Eletrobrás destinar 3% dos recursos da RGR para o MME, a fim de custear os estudos e pesquisas de planejamento da expansão do sistema energético, bem como os de inventário e de viabilidade de aproveitamento dos potenciais hidroelétricos. 79. Atualmente a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF é quem fixa a quota anual da RGR, por meio de despacho específico. As empresas fazem a projeção do ARL e informam à SFF, que após as devidas análises, fixa o valor da quota. Ressalta-se, contudo, que no mesmo momento é feito o ajuste relativo ao período n-2 (dois anos anteriores), entre os valores projetados pelas distribuidoras e o efetivamente realizado, baseado na Prestação Anual de Contas. 80. Como se observa, a origem dessa referência de custo está relacionada aos ativos imobilizados em serviço e o objetivo principal de sua aplicação também se relaciona a indenizar os ativos ainda não depreciados ou amortizados. Desse modo, entende-se que o critério atual de rateio desse componente tarifário – Custo Marginal de Expansão – é adequado. Operador Nacional do Sistema - ONS 81. O ONS foi criado pela Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, com a incumbência de executar as atividades de coordenação e controle da operação da geração e da transmissão de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional – SIN. 82. Para isso, o Conselho de Administração do Operador Nacional aprova o Orçamento e o Plano de Ação, para o período de um ano, e o submete à ANEEL, que é responsável pela fiscalização do ONS. A Agência, após avaliar o pleito, aprova o Orçamento e o Plano de Ação, por meio de Resolução Autorizativa.


83. A tabela 6 apresenta os valores aprovados – Resolução Autorizativa ANEEL – REA nº 1.982, de 25 de junho de 2009, para o ciclo de julho de 2009 a junho de 2010.

Tabela 6 – Origem e Aplicação dos Recursos do ONS DISPÊNDIOS Milhões R$ %

Despesas operacionais 236.377 66%Serviços da dívida 14.441 4%Encargos sobre a receita 46.160 13%Tributos 4.815 1%Plano de Ação 51.215 14%Aquisições/benfeitorias 3.179 1%TOTAL 356.187

RECURSOS Milhões R$ %Encargos do Uso de Transmissão 326.769 92%Contribuição dos associados 12.118 3%Saldo das disponibilidades 17.300 5%TOTAL 356.187

84. Como se observa, 92% da arrecadação do ONS ocorre via Encargo de Uso do Sistema de Transmissão, e apenas 3% provém de contribuição de todos os associados, onde se inclui as distribuidoras. O Valor que compõem a TUSD Encargos de Serviço de Distribuição representa menos de 1% da arrecadação da receita do ONS. Assim, observa-se que este componente tarifário é pouco expressivo na composição da tarifa final aplicada aos usuários do sistema de distribuição. 85. Em face do exposto, propõem-se a manutenção do critério atual de rateio dessa referência de custo que é feito na forma de “selo” em R$/kW. TUSD Encargos Setoriais 86. Para a cobrança dos encargos Conta Consumo de Combustíveis - CCC, Conta de Desenvolvimento Energético -CDE e Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA, a REN nº 166/2005 definiu os componentes TUSD-CCC, TUSD-CDE e TUSD-PROINFA, em R$/MWh, a serem aplicadas sobre a parcela do consumo mensal, que exceda o atendimento feito por empreendimento próprio de produção independente e/ou de autoprodução, considerando todas as unidades consumidoras dos sistemas interligado e isolados. Especificamente em relação à TUSD-PROINFA, esta tem a mesma aplicação dos demais componentes, entretanto, não incide sobre a parcela do consumo mensal pertencente à Subclasse Residencial Baixa Renda cujo consumo seja igual ou inferior a 80 kWh/mês. De forma resumida, os componentes da TUSD,-CCC, CDE e PROINFA, são obtidas na data dos reajustes/revisões da seguinte forma:

(MWh)alMecado_Totra_(R$)istribuidoQuota_da_DTUSDCCC _

= (8)


)_(_$)_(__

MWhTotalMercadoRoraDistribuiddaQuotaTUSDCDE = (9)

(MWh)kWh/mês_até_Rendaixa_Consumo_BaTotalMercadoRoraDistribuiddaQuotaTUSDPROINFA _)80()_(

$)_(__−

= (10)

87. A análise do método de cálculo dos componentes da TUSD, CCC, CDE e PROINFA, tem como princípio verificar se a tarifa resultante reflete, da melhor forma possível, os custos incorridos pela concessionária. Assim, para a realização desta análise, é preciso verificar como os custos com os encargos CCC, CDE e PROINFA são definidos e como são rateados entre as distribuidoras. 88. O valor da quota de CCC é estabelecido anualmente com base no custo projetado para ano civil, conforme Plano de Operação e Plano Anual de Combustível apresentado pela Eletrobrás e aprovado pela ANEEL. As quotas anuais das distribuidoras são obtidas pelo rateio da projeção dos custos com combustível conforme participação da distribuidora no mercado total, nos 12 últimos meses disponíveis na data da definição da quota. No decorrer do ano, quotas mensais são publicadas em função dos custos efetivos com combustível, mantendo a participação da distribuidora no mercado total, obtida na data da definição das quotas anuais. 89. As quotas da CDE são definidas com base nos valores da CCC dos Sistemas Interligados de 2001, cujos valores foram reajustados anualmente, a partir de 2002, na proporção do crescimento de mercado de cada agente e a partir de 2004, também pelo Índice de Preço ao Consumidor Amplo – IPCA. 90. As quotas do PROINFA são calculadas conforme Plano Anual do PROINFA - PAP, elaborado pela ELETROBRÁS, sendo o custo total rateado entre os agentes de forma proporcional ao consumo verificado de cada agente nos 12 últimos meses disponíveis na data da definição da quota.

91. Dessa forma, observa-se que os valores das cotas anuais dos encargos CCC, CDE e PROINFA são definidas conforme o mercado de cada distribuidora, incluindo o consumo relativo aos consumidores livres. Para que haja coerência entre os custos incorridos pelas distribuidoras e as receitas auferidas, o rateio das cotas de cada distribuidora deve ser realizada com base em seu mercado em MWh, assim como definido pela REN nº 166/2005. 92. Nesse sentido, propõe-se a manutenção da forma atual de cálculo das TUSDs CCC, CDE e PROINFA, isto é, na forma “selo” em R$/MWh. TUSD Perdas Perdas Técnicas 93. A transmissão de energia através de redes elétricas tem por efeito a perda de um percentual da energia que trafega nos cabos e equipamentos que compõem as redes elétricas. Embora o percentual da energia perdida varie de acordo com as condições das redes elétricas, ambientais e com o fluxo de potência, a existência das perdas elétricas é inerente ao processo de transmissão e distribuição de energia elétrica.


94. Assim, o fornecimento de energia elétrica a um determinado consumidor obriga a concessionária de distribuição a comprar uma quantidade de energia maior do que a que é faturada para o cliente. Dessa forma, os custos com a compra dessa energia devem ser ressarcidos à concessionária pelos usuários de rede. 95. Entretanto, a forma como são considerados os custos relativos às perdas técnicas nas tarifas de distribuição de energia elétrica foi sendo alterada, à medida que a regulamentação tarifária foi sendo aperfeiçoada pela ANEEL.

96. Na Resolução ANEEL no 790, de 24 de dezembro de 2002, que estabeleceu a metodologia de reajuste da TUSD à época, as perdas técnicas foram consideradas como um componente da Parcela A e eram rateadas por CMg, em R$/kW. 97. A Resolução ANEEL nº 152, de 3 de abril de 2003, alterou a metodologia de cálculo da TUSD e os custos referentes às perdas técnicas na Rede Básica e nas redes de distribuição foram considerados como parte do componente Fio. Esses custos eram rateados de forma proporcional aos custos marginais de capacidade das redes elétricas e cobrados em R$/kW de todos os consumidores da concessionária. 98. Assim, a parcela de perdas técnicas da Rede Básica era paga pelos consumidores livres na TUSD. Entretanto, foi necessário aprimoramentos haja vista que essas perdas eram consideradas no momento da contabilização do mercado livre de energia, feita, na época, no MAE - Mercado Atacadista de Energia. 99. A questão do pagamento das perdas na Rede Básica foi um dos pontos abordados na Nota Técnica No 303/2004-SRE/ANEEL, que abriu a Audiência Pública no 47/2004. No que tange a cobrança das perdas na Rede Básica, a ANEEL propôs que tais custos passassem a ser cobrados na TE, que é paga apenas pelos consumidores cativos. Nesse caso, a alocação dos custos das perdas da Rede Básica na TE foi uma opção que tornou mais fácil e justa a arrecadação das receitas associadas, embora os custos de perdas na Rede Básica sejam, claramente, associados ao uso das redes elétricas. 100. Adicionalmente, a Nota Técnica no 303/2004-SRE/ANEEL manteve o entendimento de que perdas técnicas nas redes de distribuição deveriam ser rateadas de forma proporcional aos custos marginais de capacidade das redes e pagos em R$/kW. A mesma Nota Técnica trazia ainda a proposta de que as perdas técnicas e não técnicas (comerciais) deveriam ser retiradas da TUSD Fio e alocadas em uma componente TUSD Serviços. 101. Porém, as contribuições apresentadas pelos agentes no âmbito da AP nº 47/2004 ressaltaram que parte das perdas na Rede Básica é causada pelas perdas que ocorrem nas redes de distribuição, que estão associadas à circulação da energia nas redes para o atendimento das cargas dos consumidores. Assim, parte da perda na Rede Básica que é atribuída às concessionárias de distribuição é causada pelo consumo de energia de todos os consumidores e, portanto, deve ser rateada tanto por consumidores livres quanto por cativos, na tarifa de uso, uma vez que esta parcela não é atribuída aos consumidores livres na contabilização do mercado livre.


102. A AP nº 47/2004 resultou na REN no 166/2005, que está atualmente em vigor. Como resultado da análise das contribuições da AP os custos relativos às perdas técnicas foram então segregados em Perdas na Rede Básica e Perdas Elétricas do Sistema de Distribuição. 103. A fim de evitar que os consumidores livres pagassem os custos das perdas na Rede Básica em duplicidade, os custos referentes a essa rubrica foram separados em dois componentes: Perdas de Rede Básica relativa ao consumo de energia e Perdas de Rede Básica relativa às perdas técnicas e não técnicas nas redes de distribuição. O primeiro componente foi alocado na TE e rateado na forma de “selo”, em R$/MWh. Já a componente Perdas de Rede Básica relativo às perdas técnicas e não técnicas passou a ser contabilizado como um dos componentes da TUSD – Fio A, rateado como um “selo” e cobrado em R$/kW. Os custos das perdas elétricas nas redes de distribuição foram alocados no item TUSD - Perdas Técnicas e passaram a ser cobrados em R$/kW e rateados na proporção dos custos marginais de expansão das redes. Porém, a escolha dessa forma de alocação dos custos de perdas técnicas partiu de alguns pressupostos que julgamos passíveis de aprimoramentos. 104. As perdas impostas pelos diferentes tipos de unidades consumidoras variam de acordo com o ponto de conexão e o seu perfil de consumo. De maneira geral, as unidades consumidoras conectadas nos níveis de BT impõem mais perdas elétricas ao sistema, uma vez que o atendimento dessas cargas é feito utilizando-se das redes de Alta Tensão, das subestações e dos transformadores que compõem as redes de baixa e média tensão. Tal fato não ocorre na mesma intensidade com as unidades consumidoras conectadas nos níveis de mais Alta Tensão, que se utilizam de menos redes e postos de transformação. Assim, quanto mais baixa for a tensão do ponto de conexão da unidade consumidora, maiores são as perdas técnicas impostas ao sistema para o atendimento da sua carga. Dessa forma, para que os custos referentes às perdas técnicas originadas nas redes de distribuição sejam corretamente rateados, é preciso ponderar os custos desses perdas por um fator de proporção de fluxo e por um fator de perdas . O mesmo procedimento deve ser feito para os custos das perdas na Rede Básica devido às perdas técnicas e não técnicas nas redes de distribuição.

105. Entretanto, à época da edição da REN no 166/2005, a Agência não dispunha de nenhuma metodologia de cálculo dos fatores de perdas. Assim, optou-se pela cobrança de perdas técnicas em R$/kW, rateadas na proporção dos custos marginais de expansão das redes elétricas, como uma aproximação do correto critério de rateio dos custos de perdas técnicas.

106. A edição da REN no 345, de 16 de dezembro de 2008, que aprovou os Procedimentos de Distribuição – PRODIST possibilitou a implantação da metodologia de cálculo de perdas técnicas, estabelecida no Módulo 7 – Cálculo de Perdas na Distribuição daquele documento. A partir do cálculo de perdas técnicas é possível determinar um fator de perdas técnicas de energia para cada nível de tensão da rede da concessionária de distribuição. 107. Assim, entendemos que os custos associados às perdas elétricas nas redes de distribuição e às perdas na Rede Básica devido às perdas técnicas e não técnicas nas redes de distribuição devem ser repassados na tarifa em R$/MWh, e ponderados por fatores de perdas de energia e proporção de fluxo. Esses fatores serão obtidos a partir do cálculo de perdas técnicas descrito no Módulo 7 – Cálculo de Perdas na Distribuição, do PRODIST. A alteração do critério de repasse das perdas de R$/kW


para R$/MWh traz coerência sobre a origem desse custo, uma vez que as perdas são computadas em energia. Essa mudança não altera a natureza da origem dos custos, mas apenas a forma como devem ser apuradas as responsabilidades e cobrados os respectivos custos dos diferentes tipos de consumidores. Assim, tais custos continuam a ser recuperados através do pagamento da TUSD, mas agora serão calculados a partir do consumo faturado de energia e não a partir da demanda faturada do consumidor. 108. Dessa forma, as perdas técnicas nas redes de distribuição serão classificadas sob a rubrica TUSD - Perdas / TUSDPERDASPT e serão consideradas para todos os consumidores que se utilizam da rede da concessionária de distribuição, inclusive dos consumidores livres. Da mesma forma, os custos de perdas na Rede Básica devido às perdas técnicas e não técnicas nas redes de distribuição serão alocados na TUSD – Perdas / TUSDPERDASPTRB-D, em R$/MWh. 109. As perdas na Rede Básica sobre o consumo continuam sendo apuradas na forma de “selo”, em R$/MWh, e alocadas na TE, de tal forma que apenas os consumidores cativos continuam responsáveis pelo seu pagamento. Entretanto, consideramos que tais custos devem ser alocados na nova componente TE-Perdas / TEPERDASPTRB 9 de modo a evitar a contaminação do valor dos custos de aquisição de energia elétrica da concessionária pelos custos associados às perdas na Rede Básica.

110. É importante ressaltar também que, por serem considerados na TE, os custos associados às perdas na Rede Básica sobre o consumo têm sido sazonalizados ao longo do ano, de tal forma que uma parcela maior é alocada no período seco do ano, compreendido de maio a novembro. Porém, a cobrança dos custos associados às perdas de forma sazonalizada não está aderente com o perfil de consumo anual da carga e nem guarda relação com a forma como são feitos os contratos de compra de energia pelas distribuidoras de energia elétrica. 111. Assim, sugerimos que os custos associados às perdas na Rede Básica para as duas parcelas, sobre o consumo e devido às perdas técnicas e não técnicas nas redes de distribuição, bem como as perdas nas redes de distribuição sejam considerados na formação dos componentes tarifários sem nenhum tipo de sazonalização.

Perdas não técnicas 112. As perdas não técnicas do sistema elétrico são calculadas a partir da diferença entre as perdas totais e as perdas técnicas do sistema de distribuição. O rateio dos custos das perdas não técnicas sempre gerou discussão, uma vez que essas perdas estão, em geral, associadas ao furto de energia elétrica por parte de alguns consumidores. 113. Durante a vigência da Resolução ANEEL no 152, de 3 de abril de 2003, as perdas não técnicas (denominadas à época como comerciais) eram consideradas como componentes da TUSD – Encargos e cobradas na forma de um “selo”, em R$/MWh do mercado total da distribuidora, o que não diferenciava os diversos níveis de tensão e os correspondentes consumidores. Assim, os custos das

9 No item Reagrupamento dos Componentes Tarifários, a partir do parágrafo 122, apresenta-se uma nova forma de alocação dos componentes tarifários.


perdas comerciais recaíam sobre os consumidores de forma proporcional ao seu consumo de energia elétrica. 114. Essa foi uma das questões discutidas na AP nº 47/2004. Naquela ocasião os debates sobre a forma de alocação desses custos giraram em torno das dúvidas de como alocar, de maneira justa, os custos causados por furtos e fraudes perpetrados por alguns consumidores aos demais consumidores de energia elétrica. 115. Como resultado da AP nº 47/2004, a REN no 166/2005 estabeleceu que a forma mais adequada de ratear os custos das perdas não técnicas era por meio de um percentual correspondente a fração que os custos de perdas não técnicas representam sobre o total da receita obtida com a TUSD. Esses valores resultam no componente tarifário TUSD Perdas Não Técnicas que é aplicada parte em R$/kW e parte em R$/MWh, de acordo com o componente tarifário a que estão associados. 116. Consideramos que essa forma é adequada para alocação dos custos referentes às perdas não técnicas, porque os distribui de forma igualitária à participação das unidades consumidoras na recuperação da receita requerida da distribuidora. Essa abordagem está alinhada com a idéia de que as perdas não técnicas são um ônus que deve ser rateado por todos os consumidores da área de concessão, sejam eles livres ou cativos, independentemente do nível em que se dá a sua conexão.

117. Todavia, os custos relativos ao combate às perdas, definido pelo modelo de empresa de referência, devem ser adicionados à composição da TUSDPERDASPNT por constituir mesma fonte de custos. 118. Pelo exposto, sugerimos manter inalterada a metodologia de rateio de perdas não técnicas estabelecida na REN No 166/2005, adicionado os custos operacionais de combate a tais perdas.

Tarifa de Energia 119. A REN nº 166/05 estabelece que a TE será formada pelos seguintes itens:

• Custo de aquisição de energia elétrica para revenda; • Custo da geração própria da concessionária de distribuição; • Repasse da potência proveniente da Itaipu Binacional; • Transporte da energia proveniente da Itaipu Binacional • Uso dos sistemas de transmissão da Itaipu Binacional; • Uso da Rede Básica vinculado aos Contratos Iniciais; • Encargos de Serviços do Sistema – ESS; • Perdas na Rede Básica; • Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e Eficiência Energética; e • Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE.

120. A forma de cálculo de alguns itens da TE já foi tratada anteriormente. As principais alterações na TE que será abordada na presente fase de estudos é o reagrupamento de seus componentes que será melhor detalhado na seção seguinte. Em relação aos sinais tarifários atualmente


existentes na TE, qual seja, a diferenciação entre ponta e fora ponta (72% maior para a ponta) e períodos seco e úmido (12% maior no período seco), esses serão objeto de estudo do 3º Relatório de Acompanhamento, conforme previsto no parágrafo 32. Comparação: Critério Atual x Critério Proposto 121. Em resumo, a tabela a seguir apresenta a forma de cálculo dos componentes tarifários conforme propostas apresentadas nas seções anteriores.

Tabela 7 – Critério Atual x Critério Proposto para Cálculo dos Componentes Tarifários Componentes Tarifários Referência de Custo Forma de Cálculo Atual Forma de Cálculo Proposta

QRR Cmg CMg REM Cmg CMg TUSD Fio B

Custo e O&M Cmg CMg e mercado do NT (NUC, MWh, kW)

TUSTRB Selo de Mercado (kW) Mercado (kW) * KP* fcoin TUSTFR Selo de Mercado (kW) Mercado (kW) * KP* fcoin

EUSD/ECCD Selo de Mercado (kW) Mercado (kW) * KP* fcoin ECCT Selo de Mercado (kW) Mercado (kW) * KP* fcoin

TUSD Fio A**

PTRB-D Selo de Mercado (kW) Selo de Mercado (MWh)*Kp RGR Cmg Cmg

P&D-EE Cmg Percentual TFSEE Cmg Percentual TUSD Encargos

ONS Selo de Mercado kW) Selo de Mercado (kW) TUSD CCCN/NE

TUSD CCCSS/SE/CO CCC Selo de Mercado (MWh) Selo de Mercado (MWh)

TUSD CDEN/NE TUSD CDES/SE/CO

CDE(S/SE/CO) ou CDE(N/NE) Selo de Mercado (MWh) Selo de Mercado (MWh)

TUSD PROINFA PROINFA Selo de Mercado (MWh) Selo de Mercado (MWh) TUSD Perdas Não

Técnicas PNT Percentual Percentual

TUSD Perdas Técnicas PT Cmg Mercado (MWh)* Kp MIX Selo de Mercado (MWh) Selo de Mercado (MWh) ESS Selo de Mercado (MWh) Selo de Mercado (MWh)

P&D-EE Selo de Mercado (MWh) Percentual TE

PTRB Selo de Mercado (MWh) Mercado (MWh)

**Conforme salientado no parágrafo 37 a TUSD Fio A será discutida em outra Nota Técnica; * NT: Nível de Tensão; * NUC: Número de Unidade Consumidora; * Percentual: percentual em relação a uma base de cálculo; * Selo: Valor igual para todos os níveis de tensão, com base no mercado total; * : Fator de coincidência da demanda máxima; coinf* ioiP fpK ,).1( ϕ+= , onde:

fp fator de perdas de potência

ioi,ϕ Fator de proporção do fluxo de potência


Reagrupamento dos Componentes Tarifários 122. Tendo discutido a origem do custo e o método de rateio, o que se busca nesta seção é apresentar uma nova forma de agrupamento dos componentes tarifários frente ao que atualmente está definido pela REN nº 166/2005. Transcorridos quatro anos da sua edição, e dado os avanços ocorridos no setor, o objetivo é agrupar os componentes de custo de forma a permitir uma melhor alocação dos custos que compõem a tarifa. Nesse sentido, observam-se alguns aprimoramentos no tocante a:

• composição dos custos de energia: atualmente a tarifa TE possui em sua composição diversos encargos a serem aplicados ao consumidor cativo, que se entende deveriam ser destacados num novo componente tarifário;

• as perdas de energia são tratadas em três componentes distintas, que poderiam ser agregadas na apresentação dos resultados, que garanta a transparência de sua composição;

• a componente TUSD-CCC interligado não é mais aplicada; • a forma como as informações devem constar na fatura do consumidor final; e • existe a necessidade de padronização da nomenclatura e siglas, dos diversos termos

usualmente empregados na regulamentação tarifária: i) Tarifa de Aplicação; ii) Componente Tarifário; iii) Referência de Custo; iii) Forma de Cálculo; e iv) Classificação do Custo.

123. A atual formatação dos componentes tarifários está abaixo descrita.

Tabela 8 – Componentes Tarifários conforme REN nº 166/05 Tarifa de Aplicação Componente Tarifário Referência de Custo

Quota de Reintegração dos ativos Remuneração TUSD Fio B Custos de O&M TUST RB TUST FR Uso de rede outra D Conexão às instalações da RB

TUSD Fio A

Perdas na RB devido perdas na D RGR P&D TFSEE

TUSD Encargos do Serviço de Distribuição

ONS

TUSD CCCS/SE/CO TUSD CCC interligado

TUSD CCCN/NE

TUSD TUSD CCC isolado CCC isolado


Tarifa de Componente Tarifário Referência de Custo Aplicação TUSD CDES/SE/CO

TUSD CDE TUSD CDEN/NE

TUSD PROINFA PROINFA TUSD Perdas Técnicas Perdas Técnicas

TUSD

TUSD Perdas Não Técnicas Perdas Não Técnicas Custo de Aquisição de E.E para revenda Custo de Geração Própria Itaipu (Potência/ Transporte/ Rede Básica) Uso Rede Básica vinculado aos Contratos Iniciais ESS Perdas na Rede Básica P&D

TE TE

TFSEE 124. Conforme estabelecido na REN nº 166/05, a informação na fatura do consumidor final obedece à seguinte disposição de informações.

Tabela 9 – Informação na Fatura do Consumidor Custo Referência de custos

Valor Energia TE( menos TEESS) + Perdas RB devido perdas na D + Perdas Técnicas + Perdas Não Técnicas

Valor Serviço de Distribuição TUSD Fio-B

Valor Transmissão TUSD Fio-A - PerdasRB devido a perdas na D

Valor Encargos TUSD Encargos do Serviço de Distribuição + TUSD CCC + TUSD CDE + TUSD PROINFA + TEESS + TETFSEE + TEP&D

125. Abaixo seguem as tabelas com as novas propostas de agrupamento tarifário e da informação na fatura do consumidor.

Tabela 10 - Proposta de Agrupamento dos Componentes Tarifários Tarifa de Aplicação

Componente Tarifário

Classificação de Custo Referência de Custo Símbolo

PB QRR Quota de Reintegração Regulatória TUSDQRR

DIST

PB REM Remuneração dos ativos TUSDREMDIST Distribuição

PB AO&M Custos Administrativos e de Operação e Manutenção TUSD MAO

DIST&

TUSD Transmissão PA RB Uso dos Sistemas de

Transmissão (Rede Básica) TUSDRB

TRANSM


Tarifa de Componente Classificação Referência de Custo Símbolo Aplicação Tarifário de Custo

PA FR Uso dos Sistemas de Transmissão (Fronteira) TUSDFR

TRANSM

PA UD/CD Uso dos Sistemas de Distribuição e Conexão às Instalações de Distribuição de outras Distribuidoras

TUSD CDUD

TRANSM

/

PA CT Conexão às instalações de Transmissão TUSDCT

TRANSM

PA RGR Reserva Global de Reversão TUSDRGRENC

PA P&D-EE Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética TUSD EEDP

ENC−&

PA TFSEE Taxa de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade TUSDTFSEE

ENC

PA CCC Conta Consumo de Combustível do Sistema Isolado

TUSDCCCENC

PA CDE(S/SE/C

O) ou CDE(N/NE)

Conta de Desenvolvimento Energético (S/SE/CO ou N/NE)

TUSDCDEENC

PA PROINFA Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica

TUSDPROINFAENC

Encargos

PA ONS Custo de Associação ao Operador Nacional do Sistema Elétrico

TUSDONSENC

PA PTRB-D Perdas na Rede Básica devido a perdas na Distribuição

TUSD DPTRBPERDAS

−

PA PNT Perdas Não-Técnicas TUSDPNTPERDAS

TUSD

Perdas

PA PT Perdas Técnicas TUSDPTPERDAS

Energia PA MIX

Aquisição de energia para revenda, geração própria, Itaipu(potência, energia, transporte e rede básica), rede básica vinculada aos contratos iniciais

TEMIXENE

PA ESS Encargo de Serviços do Sistema TEESS

ENC Encargos

PA P&D-EE Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética TE EEDP

ENC−&

TE

Perdas PA PTRB Perdas na Rede Básica devido ao mercado de energia da D

TEPTRBPERDAS


Tabela 11- Aperfeiçoamento na Fatura do Consumidor (valores em R$)

Informação Agregada Composição - Componentes Tarifários

Energia TE - ENERGIA Distribuição TUSD - DISTRIBUIÇÃO Transmissão TUSD - TRANSMISSÃO

Encargos TUSD-ENCARGOS TE - ENCARGOS

Perdas TUSD – PERDAS TE – PERDAS

Subsídios Subsídios Explícitos e Implícitos Tributos Tributos Federal, Estadual, Municipal

126. A tabela abaixo apresenta um resumo da nova proposição de agregação e de cálculo das componentes da TUSD e da TE.

Tabela 12- Resumo do Critério de Agregação e de Cálculo de Cada Componente Tarifário

Tarifa de Aplicação

Componente Tarifário

Classificação de Custo Referência de Custo Forma de calculo (simplificada)

PB QRR CMg PB REM CMg Distribuição PB AO&M CMg e mercado do NT (NUC, MWh, kW) PA RB Mercado (kW) * KP* fcoin PA FR Mercado (kW) * KP* fcoin PA UD/CD Mercado (kW) * KP* fcoin

Transmissão**

PA CT Mercado (kW) * KP* fcoin PA RGR Cmg PA P&D-EE Percentual PA TFSEE Percentual PA CCC Selo de Mercado (MWh)

PA CDE(S/SE/CO) ou

CDE(N/NE) Selo de Mercado (MWh) PA PROINFA Selo de Mercado (MWh)

Encargos

PA ONS Selo de Mercado (kW) PA PTRB-D Selo de Mercado (MWh)*Kp PA PNT Percentual

TUSD

Perdas PA PT Mercado (MWh)* Kp

Energia PA MIX Selo de Mercado (MWh) PA ESS Selo de Mercado (MWh) Encargos PA P&D-EE Percentual

TE

Perdas PA PTRB Mercado (MWh) ** Conforme salientado no parágrafo 37 a TUSD Fio A será discutida em outra Nota Técnica * CMg: Custo Marginal; * NT: Nível de Tensão; * NUC: Número de unidade consumidora;


* MWh: Energia; * kW: Demanda; * Percentual: percentual em relação a uma base de cálculo; * Selo: Valor igual para todos os níveis de tensão, com base no mercado total; * : Fator de coincidência da demanda máxima; coinf* ioiP fpK ,).1( ϕ+= , onde:

fp fator de perdas de potência

ioi,ϕ Fator de proporção do fluxo de potência

3.3.2 FATOR DE PERDAS DE POTÊNCIA 127. Este item apresenta a proposta de metodologia de cálculo do Fator de Perdas de Potência – FPP para o cálculo do Custo Marginal de Capacidade e dos componentes tarifários da TUSD – Transmissão, e as parcelas Perdas Técnicas e Perdas na Rede Básica devido à Perdas na Distribuição do componente tarifário TUSD-Perdas. 128. Por definição o FPP é a taxa média de perda de potência acumulada desde o ponto de conexão de um consumidor tipo - i0 até a origem do nível i em consideração. Essa taxa considera a demanda do consumidor como vista da origem do nível de referência, ou seja, acrescida das perdas, e é aplicada sob a forma de um fator de multiplicação. 129. Assim, o cálculo do FPP é uma composição das taxas médias de perdas10 dos elementos do sistema de distribuição, a saber: redes de distribuição, transformações, ramais de ligação e medidores. A Figura 8 ilustra, por meio de um diagrama unifilar simplificado, os elementos que compõe o sistema de distribuição.

i

Rede AT

Trafo AT/MT

Rede MT

Trafo MT/BT

Ramal e medidores Rede BT

i0 Figura 8 – Diagrama Unifilar Simplificado

10 DNAEE - Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica. Nova Tarifa de Energia Elétrica : metodologia e aplicação: Brasília, 1985, pg 226


130. As perdas técnicas de cada elemento podem ser classificadas em perdas constantes: perdas ferro dos transformadores e perdas nas bobinas de tensão dos medidores; e perdas variáveis: perdas nas redes, ramais e no cobre dos transformadores. 131. As perdas variáveis de cada elemento podem ser simplificadamente modeladas por uma resistência (R) e uma curva de corrente (Ih), conforme ilustrado na Figura 6.

Figura 9 - Representação das Perdas em um Elemento ou Sistema.

132. Dessa forma, a perda para a hora h será dada por:

2. hh IRPerdas = (11)

133. A perda máxima (Perdas Max) ocorrerá na hora de corrente máxima (Imax).

2max

max2maxmax .

IPerdasRIRPerdas =⇒= (12)

134. Dessa forma, a perda técnica na hora h (Perdash) será dada por:

2max

2

max .IIPerdasPerdas h

h =

Onde:

2

max

2

2max

2

.

.

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

=

MM

hh

h

h

FPVP

FPVP

II

Onde VM e FPM são, respectivamente, a tensão e fator de potência no horário de corrente máxima M; Vh e Fh são respectivamente, a tensão e fator de potência no horário h; Ph é a potência na hora h e Pmax a potência máxima do elemento.

(13)


135. Na prática, porém, não dispomos das curvas horárias de tensão e Fator de Potência dos transformadores, redes, ramais, etc. Tal dificuldade pode ser contornada pela proxy hh FPV . ≈ K , ou seja, considerando tensão e fator de potência constantes. O que resulta em:

2max

2

2max

2

PP

II hh = (14)

136. A modelagem da perda de potência na hora h (Perdash), das redes, transformações, ou ramais de ligação e medidores, será dada por:

hFEh

h PerdasPP

PerdasPerdas +⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

2

maxmax . (15)

Onde: PerdasFE: perdas de demanda no ferro nos transformadores ou perdas de demanda nas bobinas de tensão dos medidores, em [MW]. Por premissa são invariantes no tempo;

137. As perdas máximas de potência são apuradas com base na metodologia adotada pela ANEEL no cálculo das perdas técnicas das distribuidoras, que se encontra detalhada na Nota Técnica nº 35/2007-SRD/ANEEL, de 22 de junho de 2007, e considerada no Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição – PRODIST. 138. A taxa de perda de potência na hora h( hPΔ ) será dada por:

h

FEh

h P

PerdasPP

PerdasP

h+⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

=Δ

2

maxmax .

(16)

139. A taxa média de perda de potência ( PΔ ), é a média aritmética das taxas de perdas hPΔ , no período T, e será dada por:

∑=

+⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

=ΔT

h h

FEh

P

PerdasPP

Perdas

TP

h

1

2

maxmax_____

..1

∑∑==

+⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

=ΔT

h h

FET

h h

h

PPerdas

TPPP

Perdas

TP h

11

2

maxmax_____

.1.

.1

(17)


Onde T é o número de integralizações da curva de carga.

140. O segundo termo da equação acima é a soma das taxas horárias de perdas no ferro, dividido pelo número de períodos considerados. Logo o resultado é a taxa média de perdas no ferro.

Fe

T

hFE

T

FEFEFE PerdasT

Perdas

PPerdas

PPerdas

PPerdas

T

hT Δ=

Δ=⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+++

∑=1

21

...1 21 (18)

141. A taxa média de perdas no ferro pode ser aproximada conforme a equação a seguir. Esta relação é aceitável tendo em vista que o erro advindo desta simplificação é pequeno.

PPerdasPerdas FE

Fe ≈Δ (19)

142. Desde modo a taxa média de perdas será dada por :

___2max

___

max_____ .

P

PerdasP

PPerdasP FE+=Δ (20)

143. Considerando que FpePerdasPerdas média=max , onde Perdasmédia é a perda média e

Fpe é o fator de perdas, e FCPPmáxima

___= , onde FC é o fator de carga, temos:

___

___

___

_____..

P

PerdasP

PFpeFC

P

PerdasP FE

máxima

média +=Δ (21)

144. As perdas médias divididas pela potência média são equivalentes as perdas de energia divididas pela energia total injetada. Destarte, visando compatibilizar os indicadores descritos na metodologia disposta no Módulo 7 do PRODIST – Cálculo de Perdas Técnicas Regulatórias, a transformação de variáveis deve ser feita conforme apresentado a seguir:

PUmáxima

PU PEfeP

PFpeFCPEcuP +=Δ

________

.. (22)

145. À exceção das variáveis PEfePU e PEcuPU que representam, respectivamente, a percentagem da energia total que representam as perdas técnicas ferro e cobre, obtidas por meio do cálculo das perdas técnicas regulatórias, todas as variáveis serão calculadas pelas curvas de carga agregadas da distribuidora.


146. O FPP será dado pela soma das taxas de perdas médias dos diversos elementos (redes, ramais, bobinas dos medidores e transformadores) entre os níveis i0 e i. Todavia, existem sistemas em que mais de um tipo de interligação entre dois níveis é possível. Como exemplo citamos a situação em que uma distribuidora possui transformações A3a/ BT e A4/BT, situação em que 1 MW injetado em i flui pelo nível i0 através de duas interligações. 147. Assim, para sistemas com N interligações entre os níveis i0 e i, as taxas médias de perdas de potência devem ser ponderados pela probabilidade de 1 MW injetado no nível i e fornecido a um consumidor no nível i0 , flua pela interligação N. Posto isto, podemos formular da teoria da probabilidade condicional:

( ) ( )( )0

00

0

0/

iPiNP

iNP iiii

∩= →

→ (23)

Onde:

( )00iNP ii ∩→ : probabilidade de 1 MW injetado no nível i ser fornecido a um consumidor

no nível i0, passando pela interligação N ; ( )0iP : probabilidade de 1 MW injetado no nível i ser fornecido a um consumidor do nível

i0. 148. As probabilidades podem ser obtidas pela proporção de fluxo direta. A formulação para o cálculo do FPP entre dois níveis de tensão será dada por:

( )∑=

→Δ+Δ+Δ=N

jjii iNPPPPFPP

10

_____

j

_____

i

_____

i /. 00

(24)

Onde: _____

i PΔ : taxa média de perda de potência para rede no nível i; _____

i 0

PΔ : taxa média de perda de potência para rede no nível i0; _____

jPΔ : taxa média de perda de potência para a interligação j (com N interligações possíveis entre os níveis i e i0). Dada pela soma das taxas médias de perdas de potência entre os diversos elementos que compõem a interligação (transformações e redes); ( )

jii iNP 0/0 → : probabilidade de 1 MW injetado no nível i0 e fornecido a um consumidor no

nível i, flua pela interligação N. 149. Por fim, o fator de perdas de potência é calculado considerando as origens e os destinos. Expandindo os termos das expressões acima obtemos:


( )

( )

∑ ∏

∑ ∑∏

= =

= ==

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛Δ⋅⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

+Δ+Δ=N

l

lks

kkdestkori

N

l

lELE

yly

lks

kkdestkori P

PPFPP

1 1,

1

)(

1,

1,_____

i

_____

i 0

φ

φ

(25)

ELE: quantidade de elementos (transformação e linhas) no caminho série associado ao caminho l; Ks: quantidade de elementos de transformação série associados ao caminho l; Kor: origem da transformação; Kdes: destino da transformação; L: caminho em análise; φ: proporção de fluxo direto;

lyP ,Δ : taxa média de perdas do elemento y e pertencente ao caminho l;

150. Visando elucidar a metodologia de cálculo, apresentaremos, a seguir, o cálculo do fator de perdas de potência do diagrama da Figura 10. Para isso as percentagens de perdas técnicas cobre e ferro dos diversos elementos, calculadas através da metodologia de cálculo de perdas técnicas regulatórias, são apresentadas nas tabelas 13 e 14, respectivamente. Os elementos da diagonal principal representam as perdas de energia das redes em P.U. da energia injetada, outros elementos da matriz diagonal superior representam as perdas nas transformações11.

2000

138 kV

Figura 10 - Diagrama Unifilar Simplificado de Proporção de Fluxo

11 Observe que o modelo de cálculo de perdas técnicas não admite perdas ferro nas redes.

69 kV

34,5 kV

1000 1000

1000

1000 1000

2000


Tabela 13 – Percentual de Perdas Cobre. 34,5 kV 69 kV 138 kV

34,5 kV 0,03 0,01 0,01 69 kV - 0,02 0,005

138 kV - - 0,01

Tabela 14 – Percentual de Perdas Ferro. 34,5 kV 69 kV 138 kV

34,5 kV - 0,01 0,01 69 kV - - 0,005

138 kV - - -

151. Das curvas de carga agregadas calculam-se os fatores de carga e de perdas, bem como as potências médias dividida pela máxima total. Tais dados derivados das curvas de carga agregadas são apresentados nas Tabelas 15-17.

Tabela 15 – Fator de Carga.

34,5 kV 69 kV 138 kV 34,5 kV 0,80 0,85 0,85 69 kV - 0,88 0,90

138 kV - - 0,92

Tabela 16 – Fator de Perdas. 34,5 kV 69 kV 138 kV

34,5 kV 0,70 0,75 0,75 69 kV - 0,82 0,85

138 kV - - 0,86

Tabela 17 – Potência Média Dividida pela Máxima Total. 34,5 kV 69 kV 138 kV

34,5 kV 0,85 0,90 0,90 69 kV - 0,92 0,95

138 kV - - 0,96

152. Aplicando as expressões definidas acima chegamos a Tabela 18.

Tabela 18 – Taxa Média de Perdas. 34,5 kV 69 kV 138 kV

34,5 kV 85,0.70,080,0.03,0 =0,029 01,090,0.

75,085,0.01,0 + =0,020 01,090,0.

75,085,0.01,0 + =0,020

69 kV - 92,0.82,088,0.02,0 =0,020 005,095,0.

85,090,0.005,0 + =0,010


138 kV - - 96,0.86,092,0.01,0 =0,010

153. A proporção de fluxo direta, conforme metodologia de cálculo do custo marginal de capacidade, é apresentado na Tabela 19.

Tabela 19 – Proporção de Fluxo Direta. 34,5 kV 69 kV 138 kV

34,5 kV 1 0,5 0,5 69 kV - 1 0,5

138 kV - - 1

154. Por fim, o cálculo dos fatores de perda de potência, conforme expressões acima é apresentado na tabela 20.

Tabela 20 – Taxa Média de Perdas.

34,5 kV 69 kV 138 kV

34,5 kV 0,029 0,029+0,020+0,020=0,069 0,029+0,010+ ( )( )

5,05,05,0010,0020,0020,05,05,0020,05,0

×+++××+× =0,0690

69 kV - 0,020 0,020+0,010+0,010=0,040

138 kV - - 0,010

155. Portanto, essa é a metodologia ora proposta para o cálculo do Fator de Perdas de Potência, a ser submetido à Consulta Pública, que passará a ser considerado no cálculo dos custos marginais de capacidade e dos componentes tarifários que o exigirem.


IV. DO DIREITO 156. O art. 15, § 6o da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995, 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. 157. O inciso X, do art. 4o, do Anexo I, do Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997, estabelece a competência da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para atuar, na forma da lei e dos contratos de concessão, nos processos de definição e controle de preços e tarifas. 158. O parágrafo 1º, do art. 1º do Decreto nº 4.562, de 31 de dezembro de 2002, estabelece que na definição do valor das tarifas para os contratos de conexão e de uso dos sistemas de transmissão ou distribuição a que se refere este artigo, serão consideradas as parcelas apropriadas dos custos de transporte e das perdas de energia elétrica, bem como os encargos de conexão e os encargos setoriais de responsabilidade do segmento de consumo. 159. O art. 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 2004, com a redação dada pelo art. 9° da Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004, estabelece incumbência da ANEEL para homologar as tarifas de energia elétrica na forma da mencionada Lei, das normas pertinentes e do Contrato de Concessão. V. DA CONCLUSÃO 160. Como tratado parágrafo 32, esta análise ateve-se ao Tema de Estudo I – Composição dos Custos e Fator de Perdas de Potência. No próximo Relatório de Acompanhamento- RA apresentar-se-á as análises atinentes ao Uso da Rede pela Carga – Custo Marginal de Capacidade. Já para o 3º RA aborda-se os Temas III – Sinais de Preço: definição de postos tarifários para a Alta Tensão e a sinalização horo-sazonal; e o Tema IV – Tarifação para a Baixa Tensão: definição de postos tarifários para a Baixa Tensão, análise das tarifas Rural, Iluminação Pública, Demais Classes e Subterrâneo, além do realinhamento de subsídios da Baixa Tensão, ambos a serem submetidos à consulta pública ainda neste semestre de 2009. Destaca-se, mais uma vez, que a proposta consolidada será apresentada somente no segundo semestre de 2010. As Consultas Públicas intermediárias visam dar uma sinalização aos agentes envolvidos de como a ANEEL está conduzindo este processo. 161. Diante dos fatos aqui relatados, observa-se que esta Nota Técnica buscou apresentar i) como a ANEEL pretende conduzir o estudo de Estrutura Tarifária a ser aplicado no setor de Distribuição de Energia Elétrica no Brasil; ii) aprimoramentos no cálculo dos componentes de custo da tarifa de fornecimento e de uso; e iii) proposta metodológica para o cálculo do Fator de Perdas de Potência. 162. Inicialmente, foram apresentados os objetivos do estudo, os aspectos históricos, a base da atual Estrutura Tarifária e um breve diagnóstico dos problemas a serem enfrentados. Posteriormente, foram abordadas as premissas e o desenho deste projeto e por fim, foram analisados alguns aspectos que merecem ser aperfeiçoados no que tange à forma de cálculo dos itens de custo que compõe a tarifa e a proposta de o cálculo do Fator de Perdas de Potência.


163. Em resumo têm-se as seguintes propostas de aprimoramentos:

• Alteração na forma de calculo da TUSD Fio B; TUSD Encargos de Serviço de Distribuição; TUSD

Perdas Técnicas e Perdas na Rede Básica, realocação do custo relativo ao combate às perdas, definido pelo modelo de empresa de referência;

• Reagrupamentos dos componentes tarifários; • Informações na fatura do consumidor de todos os itens de custo da tarifa; • Padronização de nomenclaturas e siglas dos itens de custo da tarifa; • Metodologia para o cálculo do Fator de Perdas de Potência.

VI. DA RECOMENDAÇÃO 164. Ante o exposto recomenda-se a submissão desta Nota Técnica à Consulta Pública para recebimento de contribuições dos agentes envolvidos.

CRISTINA SCHIAVI NODA DIEGO LUIS BRANCHER Superintendência de Regulação Econômica – SRE Superintendência de Regulação dos Serviços de

Distribuição - SRD

FLÁVIA LIS PEDERNEIRAS FERNANDO JUNQUEIRA SANTOS Superintendência de Regulação Econômica - SRE Superintendência de Regulação dos Serviços de


LUIS CÂNDIDO TOMASELLI JOÃO MARCELO CAVALCANTE DE ALBUQUERQUE

Superintendência de Regulação Econômica - SRE Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD

MÁRCIO ANDREY ROSELLI RENATO BRAGA DE LIMA GUEDES Superintendência de Regulação Econômica - SRE Superintendência de Regulação dos Serviços de


RODRIGO SANTANA ROBSON KUHN YATSU Superintendência de Regulação Econômica - SRE Superintendência de Regulação dos Serviços de



De acordo,

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação Econômica - SRE

PAULO HENRIQUE SILVESTRI LOPES Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD

Nota Técnica_271_2009-Estrutura Tarifária-1RA (2)

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