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CONTRIBUIÇÃO À AUDIÊNCIA PÚBLICA N.º 120/2010
Notas Técnicas SRE-SRD/ANEEL - 2010 n.° 126, 360, 361, 362, 363 e 364
Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica
18 de Março de 2011
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Sumário
1. Introdução ................................................................................................. 3
2. Alocação elemento de custo RGR ........................................................ 4
3. Ajuste dos níveis tarifários do Subgrupo “B” ....................................... 5
4. Extinção do Subgrupo Tarifário A3A .................................................... 5
5. Custos Comerciais na Estrutura Vertical ............................................. 6
6. Estrutura Vertical ..................................................................................... 8
6.1. Curvas Típicas .......................................................................................... 8
6.2. Período de Medição .............................................................................. 10
6.3. A Ponta do Sistema ............................................................................... 11
7. Opções Tarifárias ................................................................................... 12
8. Diagrama unifilar simplificado .............................................................. 16
8.1. Padronização Proposta pela ANEEL ...................................................... 18
8.2. Possibilidade de Aprimoramento ......................................................... 19
9. Anexo I ..................................................................................................... 23
9.1. Diagrama de Potência Via Curvas ......................................................... 23
10. Anexo II ................................................................................................... 28
10.1. Impacto da Padronização Diagrama ................................................. 28
11. Bibliografia .............................................................................................. 30
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1. Introdução
A visão da TR Consultoria em relação à proposta de revisão da estrutura
tarifária apresentada pela ANEEL é de que as alterações indicadas pelo
regulador aprimoram consideravelmente o modelo tarifário vigente. Entre os
pontos positivos, pode-se destacar:
a padronização do método no que diz respeito à obtenção dos dados
necessários ao cálculo da estrutura;
o estabelecimento de sinais tarifários para unidades consumidores
conectadas em baixa tensão;
a melhor alocação dos custos e encargos entre os níveis de tensão de
fornecimento;
a criação de um mecanismo dinâmico para sinalização de preço de
energia (commodity);
a compulsoriedade do enquadramento dos consumidores a tarifas com
sinais econômicos;
a possibilidade de flexibilização da estrutura diante da apresentação
das distribuidoras de estudos específicos de suas áreas de concessão;
a maior transparência do processo como um todo.
Entretanto, as alterações propostas ainda são insuficientes frente ao
desafio de se criar instrumentos tarifários eficientes. A TR Consultoria destaca
alguns fatores limitantes da proposta ANEEL:
ausência de opções tarifárias ao usuário, ou seja, tarifas que
considerem a forma de utilização do sistema;
incerteza com respeito a possibilidade do estabelecimento de tarifas
regionais, inviabilizando assim o estabelecimento de tarifas que
otimizem o carregamento dos sistemas de distribuição;
as tarifas não são definidas de acordo com a percepção do
consumidor, tendo sido mantido o conceito de tarifas finais por
componente de custo;
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desconsideração da elasticidade da carga frente as tarifas, utilizando
como opção os mercados realizados para reconciliar receitas;
ausência de critérios de eficiência na identificação do posto tarifário de
maior carregamento, ficando a discrição da concessionária.
2. Alocação elemento de custo RGR
Considerando o termo aditivo ao contrato de concessão associado à
neutralidade de determinados custos, o parágrafo 102 da nota técnica Nota
Técnica n.o 360/2010 propõe uma mudança no critério de rateio do elemento
de custo RGR. A proposta é que o atual critério de alocação baseado nos
custos marginais de expansão dos ativos de distribuição deixe de ser utilizado,
passando então a ser utilizado o critério de tarifa selo em energia, tal qual
CCC, CDE, etc.
Inicialmente, a TR Consultoria gostaria de salientar que não existe uma
relação entre o desenho tarifário (Tarifas Monômias, Binômias, Nodal, em
Blocos, etc) e a técnica de regulação econômica empregada (preço teto;
receita permitida; custo de serviço, etc).
A TR consultoria advoga que o desenho tarifário deve ser regido de
acordo com a percepção do consumidor quanto aos preços. Essa tese, além de
inserir uma maior flexibilidade quanto ao desenho tarifário, também considera a
perspectiva e as demais opções energéticas de quem se submete às tarifas: as
unidades consumidoras.
Uma vez que a ANEEL manteve o conceito de tarifas finais por
componente de custo, e considerando que a RGR se relaciona a indenização
dos ativos, por uma questão de coerência metodológica a agência deveria
manter o atual critério de rateio utilizado (teoria marginalista).
A TR Consultoria sugere ao regulador que mantenha o critério de rateio
do elemento de custo RGR associado à estrutura vertical.
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3. Ajuste dos níveis tarifários do Subgrupo “B”
O parágrafo 98 da nota técnica Nota Técnica n.o 361/2010 descreve a
proposição da ANEEL para padronização gradual dos desvios tarifários das
subclasses da baixa renda em relação à tarifa de referência. Posteriormente,
em uma segunda etapa, indica uma nova transição gradual considerando os
custos marginais das diversas classes de consumidores.
A TR Consultoria apóia a proposição de ajustes dos desvios tarifários
das subclasses da baixa renda em relação à tarifa de referência. No entanto, o
regulador deve proceder diretamente à transição para o custo marginal nas
diversas classes de consumidores, visto que não existe nenhuma evidência
que garanta a convergência das tarifas resultantes.
4. Extinção do Subgrupo Tarifário A3A
O parágrafo 52 da nota técnica Nota Técnica n.o 126/2010 descreve a
proposição da ANEEL para extinção do subgrupo tarifário A3A. Para tanto, a
ANEEL apresenta basicamente três argumentos:
Pouca representatividade no grupo A;
Semelhança entre os perfis típicos identificados no subgrupo A3A
com os perfis típicos identificados no subgrupo A4;
Indícios de Custos Marginais de Capacidade maiores no
subgrupo A3A do que no subgrupo A4.
A TR Consultoria entende que os argumentos apresentados não
justificam a análise agregada das responsabilidades das unidades
consumidoras nos custos de expansão dos sistemas. Na verdade, essa
proposição vai em sentido contrário à segmentação e ao detalhamento de
mercado que o advento das tecnologias de smart grid propiciará ao setor de
distribuição de energia elétrica.
As tarifas são desenhadas no sentido de prover sinais econômicos aos
usuários dos sistemas. Estes sinais podem sinalizar políticas de eficiência
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energética, otimização, responsabilidades, subsídios e custos. Quanto maior
for a agregação das dinâmicas das interações entre os sistemas de transporte
e os usuários destes sistemas, menor será a capacidade tarifária de promover
a sinalização econômica adequada.
Historicamente, considerando as restrições orçamentárias frente a
tecnologias necessárias para a implantação de sistemas eficientes de tarifação,
a segmentação do mercado se restringiu a poucos subgrupos, no entanto, a
evolução tecnológica no setor já superou esse obstáculo, massificando
tecnologias restritas a poucos. Diante destes argumentos, a TR Consultoria
sugere ao regulador a manutenção dos subgrupos existentes, permitindo ainda
aos distribuidores a proposição de novos algoritmos de preços focados nas
necessidades dos seus mercados.
5. Custos Comerciais na Estrutura Vertical
O parágrafo 233 da nota técnica Nota Técnica n.o 126/2010 descreve a
proposição da ANEEL para a consideração dos custos comerciais na Estrutura
Vertical. O regulador propõe que os custos de faturamento, teleatendimento e
processos comerciais sejam rateados considerando o número de unidades
consumidoras por subgrupo tarifário, na forma de selo por unidade de demanda
(kW).
Diante das argumentações apresentadas pelo regulador, a TR
Consultoria apóia a proposição de rateio considerando o número de unidades
consumidoras por subgrupo tarifário, no entanto, a TR Consultoria entende que
a forma de faturamento proposta pela agência, selo por unidade de demanda
(kW), não é a mais indicada para o caso.
Uma vez que as unidades consumidoras são claramente identificadas
como entes geradores destes custos independentemente se suas
características de consumo e hábitos de uso, a forma de faturamento mais
indicada seria o estabelecimento de uma taxa em reais por unidade
consumidora.
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A título de ilustração a TR Consultoria calculou que no caso da empresa
Eletropaulo, dados da revisão tarifária de 2008, a taxa mensal associada aos
custos comerciais seria de R$ 4,35 por unidade consumidora.
Figura 1 – Processos Comerciais ER ELETROPAULO 2008
Figura 2 – Unidades Consumidoras ELETROPAULO 2008
A principal diferença entre a proposta da ANEEL e a sugestão
apresentada pela TR Consultoria é que na proposta da ANEEL as unidades
consumidoras com maior demanda (kW), em um mesmo nível de tensão,
pagarão mais pelos serviços comerciais como, por exemplo, a emissão de
fatura.
Como não existe qualquer relação entre os custos comerciais elencados
pela ANEEL e a potência ou a energia solicitada pela carga em cada nível de
tensão, para evitar um subsídio cruzado dentro de um mesmo nível de tensão,
na visão da TR Consultoria, o mais adequado seria o estabelecimento de uma
taxa por unidade consumidora associada a estes custos.
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6. Estrutura Vertical
6.1. Curvas Típicas
Entre os pontos abordados pela ANEEL, pode-se destacar na fl.40 da
Nota Técnica n.o 126/2010 a preocupação da agência com a obtenção das
curvas típicas de consumidores e redes. Estes dados são utilizados na etapa 1
do processo descrito na Figura 3, que corresponde à Figura 10 da Nota
Técnica n.o 360/2010.
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3
1
4
Medição das
Curvas de
Carga
Curvas de craga
das injeções, rede
e consumidores
Clusterização
Ajuste
Curvas de carga
Típicas (CT,RT,
IT)
Mercado
Proporção de
Fluxo
Ajuste
Curvas de carga
Típicas ajustadas
Mercado
Proporção de
Fluxo
Cálculo da
Responsabilidade
de Potência - RP
Fator de Perdas
CMg de Expansão
Proporção de
Fluxo
RP (CT)
Cálculo dos
Custos
Marginais de
Capacidade
6
Estrutura
Vertical
Figura 3 - Processo Estrutura Vertical
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O parágrafo 195 da referida nota técnica destaca que todos os
consumidores conectados em tensão igual ou superior a 69 kV são medidos e
para os conectados em níveis inferiores sorteia-se uma amostra representativa
de acordo com:
Nível de Tensão;
Consumo Típico;
Classe econômica (Consumidores conectados em Baixa Tensão).
Quanto ao universo da amostra a ser considerada para a caracterização
dos perfis típicos de consumidores, a TR Consultoria gostaria de alertar que
existe também a necessidade de estratificar as unidades consumidoras em
função da modalidade tarifária aos quais as mesmas se associam. O
conhecimento do perfil de um consumidor não depende apenas do seu nível
de tensão de conexão e da sua faixa de consumo, mas também da tarifa à qual
ele se submete. Sem isso, a posterior avaliação do impacto da aplicação de
uma política tarifária qualquer, com novos produtos tarifários, ficaria
comprometida.
Essa ampliação da caracterização dos perfis típicos de consumidores
leva em conta que os produtos tarifários são desenvolvidos considerando as
diferentes formas típicas de utilização das redes de distribuição, ou seja, as
tarifas podem ser definidas para qualquer perfil típico identificado.
Para as transformações a ANEEL destaca, entre outras coisas, que
todos os pontos de injeções de energia devem ser medidos. A TR Consultoria
gostaria de salientar que, conforme proposto pela ANEEL, a caracterização das
injeções de energia e a sua utilização no cálculo da estrutura vertical é
fundamental para o processo. Essa proposição da ANEEL, se mantida, passará
a aprimorar significativamente o processo de cálculo uma vez que as curvas
representativas das injeções nem sempre eram consideradas pela agência no
cálculo da estrutura tarifária.
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6.2. Período de Medição
No parágrafo 196, fl.40 da Nota Técnica n.o 126/2010, o regulador
destaca que é prática recorrente um período mínimo de medição de uma
semana para permitir o registro de todos os dias da semana a título de
caracterização dos perfis típicos dos consumidores.
A Figura 4 descreve a carga demandada pelo sistema SE/CO em 2010.
É possível observar claramente que existe uma forte sazonalidade de utilização
do sistema ao logo do ano.
Fonte: ONS
Figura 4 – Carga Demandada Sistema – SE/CO - 2010
Frente à sazonalidade de consumo, contata-se que com uma medição
de uma semana não é possível representar o perfil típico de uso do sistema. O
problema se agrava caso diferentes amostras sejam obtidas em diferentes
meses do ano, essa prática certamente mistura hábitos sazonais.
Diante deste fato a TR Consultoria questiona se a caracterização dos
perfis típicos dos consumidores obtidos a partir da prática recorrente de
medição durante o período de uma semana possui alguma representatividade.
A TR Consultoria sugere que as campanhas de medidas sejam
substituídas por dados de painel. Desta forma é possível identificar perfis
típicos sazonais de utilização das redes. As tarifas resultantes de tal
caracterização poderiam ser de fato horosazonais. Cabe destacar que a
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sazonalidade descrita aqui está diretamente associada à sazonalidade de uso
do sistema de transporte e não em uma possível sazonalidade no preço da
“commodity” energia elétrica.
6.3. A Ponta do Sistema
No âmbito do estabelecimento da estrutura vertical, um aspecto
importante e necessário para a realização da etapa 4 da Figura 3 não foi
abordado pelo regulador nas notas técnicas. Trata-se da questão do critério
que define a ponta do sistema para o cálculo dos custos marginais de
capacidade. Esse critério influencia o cálculo das responsabilidades das cargas
nos custos dos sistemas.
Conforme descrito na literatura [1], apenas nas redes individualizadas
existe um predomínio na coincidência das demandas máximas das cargas com
as demanda máximas das redes. Nos demais tipos de redes, semi-coletivas e
coletivas, as demandas médias das cargas são as que explicam
predominantemente os máximos carregamentos das redes. Essa questão foi
abordada pelo Prof. Pedro Verdelho (ERSE –Portugal) no seminário de
estrutura tarifária promovido pela ANEEL em 2009 (slide 52).
Usualmente no Brasil são consideradas como pontas do sistema as
demandas superiores a 90% (parâmetro de carregamento) da demanda
máxima observada no carregamento de uma determinada rede. Quando o
parâmetro de carregamento se aproxima da unidade, apenas as cargas com
demandas máximas coincidentes com as demandas máximas das redes serão
responsabilizadas pelos custos das redes. Quando o parâmetro de
carregamento das redes se aproxima de zero, todas as cargas,
independentemente de serem coincidentes, serão responsabilizadas pelos
custos das redes na proporção da influência de suas demandas médias nas
demandas máximas das redes.
Como as tarifas são estabelecidas para unidades consumidoras
atendidas em redes predominantes Semi-Coletivas, seria razoável estabelecer
um critério intermediário para definir as pontas do sistema. A TR Consultoria
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sugere ao regulador que seja adotado um parâmetro de carregamento fixado
em 0,70. Nesta configuração o processo de cálculo da estrutura vertical seria
calibrado para alocação de responsabilidade predominantemente condizente
com fatores de contribuição em redes Semi-Coletivas.
7. Opções Tarifárias
No que diz respeito às opções tarifárias, a TR consultoria observou que
as modalidades tarifárias Azul e Verde não são opções tarifárias no sentido
estrito do termo.
A Tarifa Azul proposta pela ANEEL não é, ao contrário do entendimento
comum, uma tarifa de longa duração. Na verdade, a Tarifa Azul representa o
comportamento médio observado em cada nível de tensão. Assim, se os
consumidores em média tiverem perfis de uso típicos de cargas com longa
utilização do sistema (fator de carga alto), as tarifas serão de longa utilização.
Por outro lado, se o comportamento médio for de média utilização, então, a
Tarifa Azul será uma tarifa de média utilização. Esse arranjo torna a Tarifa Azul
subordinada ao comportamento dos consumidores de cada empresa e em
cada nível de tensão.
A Tarifa Verde proposta pela ANEEL, por sua vez, surge em função da
Tarifa Azul calculada em cada nível de tensão, padecendo assim do mesmo
problema da Tarifa Azul. A Tarifa Verde apresenta outros problemas além
deste:
seu desenho constitui-se de uma componente de potência derivada da
tarifa de potência da Tarifa Azul e da conversão em tarifa em energia de
ponta da componente de potência da Tarifa Azul de ponta. Tais
derivações carecem de significado econômico no sentido de representar
o consumo de curta utilização;
mesmo se os dois problemas anteriores não existissem, e se a Tarifa
Verde fosse de fato uma tarifa de curta utilização, ela eliminaria por
completo a possibilidade da criação de uma tarifa de média utilização,
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conforme mostra o gráfico a seguir:
Figura 5 - Suposta Tarifa Verde
A constatação empírica de que as duas tarifas não constituem de fato
opções tarifárias eficientes pode ser demonstrada através de faturas
hipotéticas de usuários com diferentes fatores de carga.
Figura 6 - Modalidades de Tarifas TUSD exemplificadas na NT 364/2010
Figura 7 - Diferentes Usuários
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Segundo a NT n. o 361/2010-SRE-SRD/ANEEL, a Tarifa Verde é uma
tarifa de curta utilização e cruza a reta tarifária da Tarifa Azul no fator de carga
0,66. Isto significa que toda carga com fator de carga abaixo ou igual a 0,66
deveria optar pela Tarifa Verde, uma vez que, em tese, essa tarifa foi
desenhada para consumidores com fator de carga abaixo de 0,66.
Figura 8 - Faturas dos Diferentes Usuários frente as Tarifas Azul e Verde
Ao submeter os diferentes perfis de carga descritos na Figura 7 às
tarifas apresentadas na Figura 6, obtém-se as faturas descritas na Figura 8. Os
resultados obtidos para as faturas deixam claro que não existe uma correlação
de fato entre os fatores de carga e as Tarifas Azul e Verde.
A correção deste problema foi documentada pela TR Consultoria e
apresentada como contribuição ao regulador no âmbito da consulta pública
ANEEL n.o 11 de 14 de julho de 2010.
A solução deste problema passa necessariamente por duas etapas:
estabelecimento de retas tarifárias que contemplem as diversas formas
de utilização do sistema conforme observado empiricamente;
FCFatura Fatura
Verde Azul
0,35 R$ 30.412 R$ 26.924
0,50 R$ 419.649 R$ 325.881
0,52 R$ 442.137 R$ 287.665
0,56 R$ 611.366 R$ 475.525
0,61 R$ 43.112 R$ 28.139
0,64 R$ 930.023 R$ 673.321
0,64 R$ 949.622 R$ 593.994
0,65 R$ 60.480 R$ 42.930
0,67 R$ 182.559 R$ 102.620
0,67 R$ 119.016 R$ 68.712
0,70 R$ 204.358 R$ 128.508
0,74 R$ 29.933 R$ 17.270
0,90 R$ 259.036 R$ 142.915
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pela remodelagem das componentes da Tarifa Verde, as componentes
de qualquer tarifa devem ser binômias e horárias, tais quais as
componentes das atuais tarifas do tipo Azul;
Figura 9 – Opções Tarifárias Reais
Ao submeter os diferentes perfis de carga ilustrados na Figura 7 às
tarifas apresentadas na Figura 9, obtém-se as faturas descritas na Figura 8. Os
resultados obtidos para as faturas deixam claro que é possível estabelecer uma
correlação adequada entre os fatores de carga e as Tarifas Azul e Verde.
(SUB) GRUPO AZUL/USO CARGA
DP (kW) DFP (kW) EP (MWh) EFP (MWh)
A4 19,02 6,34 2,61 0,87
(SUB) GRUPO Verde
DP (kW) DFP (kW) EP (MWh) EFP (MWh)
A4 6,85 6,34 240,63 0,87
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Figura 10 - Faturas dos Diferentes Usuários frente as Tarifas Azul e Verde
As tarifas descritas na Figura 9 foram calculadas com as mesmas
referências de custos utilizados pela ANEEL para definir as tarifas da Figura 6.
Embora não seja uma condição necessária, para o exemplo apresentado nesta
contribuição tomou-se precaução de manter nas tarifas remodeladas algumas
características da atual Tarifa Verde. Os resultados descritos na Figura 10
evidenciam que é possível colocar em prática opções tarifárias reais que levem
a otimização do sistema.
8. Diagrama unifilar simplificado
A nota técnica n.º 126/2010-SRD/SRE/ANEEL estabelece no item III.6 o
método de padronização do diagrama unifilar simplificado. O método descrito
reproduz o procedimento detalhadamente descrito na Nota Técnica n.°
39/2010-SRD/SRE/ANEEL da consulta pública ANEEL n.º 12 de agosto de
2010.
Na ocasião da consulta pública n.º 12/2010 a TR Consultoria apresentou
suas contribuições à metodologia descrita pela ANEEL, destacando que:
FCFatura Fatura
Verde Azul
0,35 R$ 21.652 R$ 27.364
0,50 R$ 283.012 R$ 332.486
0,52 R$ 311.484 R$ 296.120
0,56 R$ 399.729 R$ 484.620
0,61 R$ 28.014 R$ 28.807
0,64 R$ 620.834 R$ 690.084
0,64 R$ 621.598 R$ 609.803
0,65 R$ 39.547 R$ 43.943
0,67 R$ 112.566 R$ 104.927
0,67 R$ 75.191 R$ 70.445
0,70 R$ 131.271 R$ 131.825
0,74 R$ 18.548 R$ 17.685
0,90 R$ 160.733 R$ 147.064
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O diagrama simplificado representa adequadamente o carregamento
máximo de sistemas elétricos individuais, mas não necessariamente
representa o sistema elétrico global de uma concessão de distribuição;
Um diagrama simplificado único com intuito de representar o
carregamento de um sistema se justifica apenas para concessões de
distribuição extremamente simples. Da mesma forma, a agregação das
curvas típicas, sejam elas dos consumidores ou das redes, somente se
justifica em sistemas de distribuição simples, com características radiais
e com composição de mercado homogênea;
Ao se estabelecer um diagrama simplificado único, o posto de máximo
carregamento para o sistema agregado pode não representar o horário
de máximo carregamento dos subsistemas existentes. Logo, o diagrama
simplificado resultante da análise agregada descreve esforços de
capacidade que possivelmente nunca serão observados em sistemas
reais, tanto no que diz respeito aos montantes de capacidade máxima
como no que diz respeito ao horário em que essas supostas potências
máximas são observadas;
O reconhecimento da possibilidade de existência de múltiplos
subsistemas dentro de uma única área de concessão possui a vantagem
de produzir uma sinalização tarifária aderente aos períodos de máximos
carregamentos dos subsistemas e uma alocação mais justa dos custos
de expansão dos sistemas locais entre as cargas.
Os fatores limitantes da proposta de padronização do diagrama unifilar
poderiam ser superados caso fosse permitido o estabelecimento de tarifas
regionais. Como, a proposta ANEEL na audiência pública n.° 120 não deixa
claro a possibilidade de tarifas regionais, a TR Consultoria sugere ao regulador
que evidencie de forma direta tal flexibilização.
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8.1. Padronização Proposta pela ANEEL
Conforme se apresenta o método proposto pela ANEEL, descrito na
Nota Técnica n.º 39/2010, a construção do diagrama unifilar passa pelas
seguintes tarefas:
Formação das curvas agregadas de redes e consumidores: Figura 22 e
Figura 23;
Definição do posto horário de carga máxima: Figura 21;
Determinação dos percentuais de participação;
Definição dos valores de carga do diagrama: Figura 22;
Definição dos valores de transformação do diagrama: Figura 23
A comparação da Figura 24 (valores de potência informados pela
distribuidora para o diagrama) com a Figura 26 (valores de potência obtidos a
partir da utilização da proposição da ANEEL) ilustra que surgirão diferenças
quantitativas entre os diagramas. Essas diferenças também serão refletidas
nas proporções de fluxo. A comparação entre as proporções de fluxos em
cada caso, Figura 25 e Figura 27, pode ser visualizada na Figura 11.
Figura 11 – Impacto na Proporção de Fluxo
A influência da proporção de fluxo na estrutura vertical não é direta, pois
depende também das probabilidades das cargas se associarem às redes em
cada nível de tensão.
Os resultados obtidos pela TR Consultoria com a simulação da estrutura
vertical para cinco distribuidoras de energia elétrica, considerando apenas o
efeito da padronização do diagrama, indicam que a método apresentado
modifica pouco, ou muito pouco, as estruturas verticais vigentes (Anexo II).
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No caso utilizado para exemplificar o processo, a modificação da
proporção de fluxo na estrutura vertical se deu da seguinte forma:
Figura 12 – Estrutura Vertical com Diagrama Informado Distribuidora
CEMIG 2008
Figura 13 – Estrutura vertical com Diagrama padronizado CEMIG 2008
No entanto, a TR Consultoria destaca que mesmo que o impacto fosse
nulo, apenas a padronização da forma de gerar os valores do diagrama, como
se apresenta a proposta da ANEEL, já seria suficiente para motivar sua
proposição, uma vez que a padronização se disciplina essa questão.
8.2. Possibilidade de Aprimoramento
O método proposto pela ANEEL elege como ponta o horário em que
ocorre a máxima potência da curva de injeção resultante da agregação das
injeções de energia nos diferentes níveis de tensão.
Um exemplo deste processo é ilustrado na Figura 21. Para esse horário
classificado como “horário de ponta”, no caso do exemplo às 22 horas, serão
identificadas as potências das curvas agregadas de carga, Figura 22. Essas
potências serão as potências representativas das cargas em cada nível de
tensão (Figura 26).
A mesma filosofia foi aplicada às curvas agregadas de transformação, tal
qual o exemplo ilustrado pela Figura 23, resultando assim nos valores
utilizados no diagrama unifilar para as potências das transformações de tensão
(Figura 26).
Das figuras utilizadas para exemplificar esse processo, fica evidente que
às 22 horas só é verificada de fato uma potência máxima no agregado de
20
injeção de energia. Neste horário, tanto as cargas quanto as transformações
operam abaixo de sua capacidade máxima. Diante destes fatos surge um
questionamento: se o diagrama unifilar resultante deste procedimento não é
capaz de representar os máximos esforços aos quais os sistemas são
submetidos, então a proporção de fluxo resultante da utilização deste diagrama
poderá alocar de forma equivocada as responsabilidades de investimentos
entre os usuários dos sistemas ?
Para responder a esta questão a TR Consultoria calculou uma proporção
de fluxo para cada hora do dia. Desta forma, ao invés de eleger um único
horário de ponta máxima, todas as proporções de fluxo verificadas ao longo de
24 horas foram considerados no cálculo da estrutura vertical.
As figuras ilustram o efeito deste aprimoramento ao modelo ANEEL
para o caso CEMIG 2008.
Figura 14 – Proporção de Fluxo Horária até A3
Figura 15 – Proporção de Fluxo Horária até A3A
0,70
0,75
0,80
0,85
0,90
0,95
1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324
Pro
po
rção
de
Flu
xo
Tempo [Horas]
PF Horária até A3
Redes A2
0,60
0,62
0,64
0,66
0,68
0,70
0,72
0,74
0,76
0,78
1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324
Pro
po
rção
de
Flu
xo
Tempo [Horas]
PF Horária até A3A
Redes A3
Redes A2
21
Figura 16 – Proporção de Fluxo Horária até A4
Figura 17 – Proporção de Fluxo Horária até BT
É possível constatar que o fluxo de potência varia ao logo do dia, e que
dependendo da hora em que se analisam os carregamentos das redes de
distribuição, diferentes proporções de fluxo podem ser observadas. No entanto,
observa-se também que essas variações não são extremas, minimizando
assim o impacto nos resultados das responsabilidades dos usuários nos custos
de expansão dos sistemas.
0,00
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324
Pro
po
rção
de
Flu
xo
Tempo [Horas]
PF Horária até A4
Redes A3A
Redes A3
Redes A2
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324
Pro
po
rção
de
Flu
xo
Tempo [Horas]
PF Horária até BT
Redes A4
Redes A3A
Redes A3
Redes A2
22
Figura 18 – Estrutura Vertical com Diagrama Informado Distribuidora CEMIG 2008
Figura 19 – Estrutura vertical com Diagrama padronizado
CEMIG 2008 – Ponta 22
Figura 20 – Estrutura vertical com Diagrama padronizado CEMIG
2008 Todas as pontas consideradas
A TR Consultoria conclui que mesmo não tendo modificado
significativamente os resultados comparativamente à proposição da ANEEL, a
utilização de uma proporção de fluxo associada a cada hora do dia torna o
resultado mais preciso e mitiga questionamentos à ANEEL quanto ao período
do dia utilizado para quantificar a proporção de fluxo.
23
9. Anexo I
9.1. Diagrama de Potência Via Curvas
Figura 21 – Injeções Agregadas CEMIG 2008
24
Figura 22 – Curvas de Carga Agregadas CEMIG 2008
25
Figura 23 – Curvas de Rede Agregadas CEMIG 2008
26
Figura 24 – Diagrama CASO 349 - CEMIG 2008
Figura 25 – Proporção de fluxo CASO 349 - CEMIG 2008
27
Figura 26 – Diagrama Método AP120 - CEMIG 2008
Figura 27 – Proporção de fluxo Método AP120 - CEMIG 2008
28
10. Anexo II
10.1. Impacto da Padronização Diagrama
Figura 28 – Estrutura Vertical com Diagrama Informado Distribuidora CEB 2008
Figura 29 – Estrutura vertical com Diagrama padronizado CEB 2008
Figura 30 – Estrutura Vertical com Diagrama Informado Distribuidora
COELBA 2008
Figura 31 – Estrutura vertical com Diagrama padronizado COELBA 2008
29
Figura 32 – Estrutura Vertical com Diagrama Informado Distribuidora
CEMAT 2008
Figura 33 – Estrutura vertical com Diagrama padronizado CEMAT 2008
Figura 34 – Estrutura Vertical com Diagrama Informado Distribuidora BAND
2008
Figura 35 – Estrutura vertical com Diagrama padronizado BAND 2008
30
11. Bibliografia
[1] Santos, Paulo E. Steele, Tarifa de Energia Elétrica – Estrutura Tarifária,
Editora Interciência, ISBN: 978-85-7193-246-3 , Brasil, 2011.
31
Responsáveis Técnicos
Paulo Eduardo Steele Santos
Leandro de Lima Galvão
Colaboração
Rafael Coradi Leme, Instituto de Engenharia de Produção e Gestão (IEPG) da Universidade Federal de Itajubá (UNIFEI)
TR Consultoria Ltda.
Contribuição a audiência pública n.º 120 de 2010: Estrutura Tarifária para os Serviços de Distribuição de Energia Elétrica Itajubá, MG: [s.n], 2011
1. Diagrama Unifilar. 2. Estrutura Tarifária. 3. Sinal Horo-sazonal 4. Tarifa de Referência 5. Regulação Econômica