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METODOLOGIA DE CÁLCULO DAS TARIFAS ENTRE

DISTRIBUIDORAS

RELATÓRIO FINAL

Volume I

Serviço Prestado à ABRADEE pela MC&E

MC E&MC E&

ÍNDICE

1 INTRODUÇÃO ..................................................................................................... 4

2 METODOLOGIA ATUAL ................................................................................... 5

2.1 Parâmetros Utilizados no Cálculo da TF ....................................................... 8

3 TARIFA DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO - TUSD...................... 15

3.1 TUSD FIO-A ............................................................................................... 16

3.2 TUSD FIO-B ................................................................................................ 18

3.3 TUSD ENCARGOS ..................................................................................... 20

3.4 TUSD PERDAS TÉCNICAS ...................................................................... 21

3.5 TUSD PERDAS NÃO TÉCNICAS ............................................................. 21

3.6 TUSD CCC .................................................................................................. 22

3.7 TUSD CDE .................................................................................................. 22

3.8 TUSD PROINFA ......................................................................................... 23

3.9 PARCELAS DA TUSD ............................................................................... 23

3.10 TUSD Aplicada às Concessionárias Supridas por Outra Concessionária ... 24

4 TARIFA DE ENERGIA ELÉTRICA - TE .......................................................... 26

4.1 Aquisição de Energia para Concessionárias ou Permissionárias com

Mercado Anual Inferior à 500GWh/ano .................................................................. 26

4.1.1 Contratação de Energia ........................................................................ 28

4.1.2 Aquisição de Energia Através de Leilões de Compra ......................... 29

4.1.3 Aquisição de Energia Através de Geração Distribuída ........................ 29

4.1.4 Aquisição de Energia Através da Energia do Supridor ....................... 31

4.1.5 Aquisição de Energia Através do Processo de Licitação Pública ........ 35

4.1.6 Contratos de Conexão e Uso ................................................................ 36

4.2 Composição da Tarifa de Energia Elétrica - TE .......................................... 37

4.3 Cálculo da TE .............................................................................................. 39

5 METODOLOGIA ABRADEE ............................................................................ 41

5.1 Conceituação Básica .................................................................................... 41

5.2 Método do Ativo compartilhado – Método I ............................................... 44

5.2.1 Conceitos Básicos ................................................................................ 44

5.2.2 Cálculo do IDC – Rateio do Compartilhamento .................................. 45

5.2.3 Cálculo do IDC – Custo Anual dos Ativos .......................................... 50

5.2.4 Cálculo Final da TUSD(I) .................................................................... 57

5.3 Método do Custo de Oportunidade .............................................................. 57

3

5.3.2 Calculo Final da TUSD(II) .................................................................. 61

5.4 Reajuste da TUSD entre distribuidoras ........................................................ 62

6 RESULTADOS .................................................................................................... 63

7 CONCLUSÕES ................................................................................................... 66

8 BIBLIOGRAFIA ................................................................................................. 68

ANEXOS ..................................................................................................................... 69

A1. ANEXO I: Critérios Para Repasse do Custo da Energia Elétrica Contratada

Através de Leilões Públicos ..................................................................................... 70

A2. ANEXO II: LISTA DE FIGURAS ................................................................... 77

A3. ANEXO III: LISTA DE TABELAS ................................................................. 78

Tarifa de Distribuição entre Distribuidoras

Relatório Final – Volume I

4

MC E&MC E&

1 INTRODUÇÃO

Este relatório apresenta o trabalho de consultoria prestado pela Marangon

Consultoria e Engenharia (MC&E) à ABRADEE para aperfeiçoamento da

metodologia de cálculo da TUSD para as distribuidoras supridas conectadas a outras

distribuidoras denominadas supridoras. O objetivo deste trabalho foi o de detalhar a

proposta enviada como contribuição pela ABRADEE na audiência pública AP-013 de

2006, com o intuito de se criar um procedimento mais justo para os cálculos das

tarifas entre distribuidoras supridoras e supridas. Este relatório está dividido em dois

volumes onde o primeiro detalha a metodologia e o segundo apresenta os cálculos

para as distribuidoras. Neste segundo volume foram eleitas duas supridas, Hidropan e

EFSM, para servirem de exemplo de teste inicial da metodologia onde foram

denominadas de distribuidoras-pilotos.

O capítulo 2 desse relatório apresenta a metodologia atual de tarifa de

suprimento. O capítulo 3 apresenta os conceitos e a metodologia para o cálculo da

TUSD para concessionárias e permissionárias com mercado inferior a 500GWh/ano

vigente no Brasil. O capítulo 4 aborda o tema Tarifa de Energia Elétrica (TE),

apresentando suas definições e a metodologia de cálculo dessa parcela da tarifa de

fornecimento. O capítulo 5 apresenta a metodologia proposta pela ABRADEE como

contribuição à AP-013/2006 incluindo algumas melhorias. O capítulo 6 apresenta os

principais resultados utilizando a metodologia proposta. O capítulo 7 apresenta as

conclusões deste trabalho.



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MC E&MC E&

2 METODOLOGIA ATUAL

A história da legislação tarifária descreve o longo processo evolutivo

percorrido pelas tarifas de energia elétrica. Observa-se que as unidades consumidoras

sempre tiveram um papel determinante neste processo e foram desenvolvidas

considerando: o universo de unidades consumidoras ao qual seriam aplicadas; a

otimização do sistema elétrico verticalizado; a viabilização do acesso e do consumo

para classes de unidades consumidoras menos providas de recursos financeiros; o

desenvolvimento regional; e, a universalização do serviço de energia elétrica.

Até 1994 as concessionárias de energia elétrica eram verticalizadas e todas as

unidades consumidoras, de uma mesma área de concessão, independente do grupo

tarifário e de sua classificação, tinham em comum a concessionária de energia ao qual

estavam conectadas, sendo exercidos por esta concessionária vários papéis como

geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica. Nesta

configuração a concessionária “fornecia” energia elétrica as suas unidades

consumidoras em troca do pagamento de tarifas de fornecimento.

Apesar de não haver restrição à verticalização das concessionárias, o governo

federal brasileiro detinha o controle quase total das atividades de geração e

transmissão através das empresas federais. A distribuição estava a cargo das empresas

estaduais que recebiam energia das empresas federais pagando uma tarifa de

suprimento.

Com a desverticalização e o surgimento da figura do consumidor livre em

1995 no lugar de uma concessão de energia elétrica passam a existir três concessões

independentes: de geração, de transmissão e de distribuição. A atividade de

comercialização foi desvinculada da atividade de distribuição sendo possível ao

consumidor livre comprar energia elétrica diretamente de um comercializador ou

gerador sem nenhum vínculo com o distribuidor local que apenas disponibiliza o

acesso ao sistema elétrico. Nesta configuração a concessionária de distribuição passa

a disponibilizar a sua rede para permitindo o livre acesso às redes de transporte de

energia elétrica mediante ao ressarcimento do custo do transporte envolvido.



6

MC E&MC E&

As tarifas de fornecimento então passam a ser compreendidas como a

agregação das tarifas de transporte e tarifas de energia elétrica propriamente dita.

O livre acesso e a desverticalização alteraram profundamente a forma de se

analisar as tarifas de fornecimento, visto que a tarifa verticalizada durou 60 anos

criando uma cultura onde se pensava apenas no todo e não individualmente em suas

componentes formadoras. Da necessidade de desagregar as tarifas de fornecimento

surgiram inúmeras questões, muitas delas ainda hoje sem uma clara posição

regulatória estabelecida:

Qual sistema elétrico deve ser otimizado com a sinalização tarifária?

Os subsídios tarifários existentes estão adequadamente alocados entre

as diversas classes de unidades consumidoras?

Qual é a tarifa de transporte ideal para o sistema de distribuição?

Existe algum subsídio nas tarifas de transporte do sistema, uma vez que

ela é parte integrante da tarifa de fornecimento?

As tarifas estão adequadamente ajustadas aos perfis de consumo das

cargas de forma a atribuir corretamente a responsabilidade de cada

unidade consumidora na composição do custo da concessionária de

distribuição de energia elétrica?

Para as concessionárias de geração que foram privatizadas não existiam mais

tarifas de energia, apenas preço, para as demais foi estabelecida uma regra de

transição das tarifas para preços de energia. Esta transição incluía a descontratação do

suprimento entre as distribuidoras e as empresas geradoras de energia elétrica.

Para as concessionárias de transmissão foram criadas tarifas de transporte

locacionais associadas aos encargos setoriais e aos custos de operação, manutenção e

remuneração dos ativos de transmissão. Estas tarifas de transporte foram denominadas

de Tarifas de Uso dos Sistemas de Transmissão - TUST.

As concessionárias de distribuição continuaram praticando as suas tarifas de

fornecimento para as unidades consumidoras que não exercessem a opção de se

tornarem livres. Para as demais unidades consumidoras, passaram a praticar tarifas de



7

MC E&MC E&

transporte por nível de tensão, denominadas de Tarifas de Uso dos Sistemas de

Distribuição – TUSD.

Se as tarifas de fornecimento foram criadas e estabelecidas em 1988 pela

Portaria nº.33, considerando um sistema verticalizado e um universo de consumidores

sem sinalização horosazonal, era de se esperar que após as reformas estruturais do

setor e cerca de 10 anos de modificação de hábitos de consumo tivesse ocorrido uma

reavaliação da metodologia de cálculo das tarifas de fornecimento. Contudo, essa

reavaliação não ocorreu, o que ocorreu foi a necessidade do estabelecimento das

TUSD’s para o atendimento da demanda do crescente aumento do número de

consumidores livres. A partir desta necessidade as tarifas de fornecimento foram

revisitadas.

Conforme já mencionado, a Tarifa de Fornecimento, TF, originou-se como o

reflexo de uma estrutura agregada, compreendendo os custos de toda a cadeia

produtiva de energia elétrica. No entanto, atualmente é possível desagregá-la

primeiramente em função das atividades ao qual representa: Geração, Transmissão,

Distribuição e Comercialização, e posteriormente em função de cada elemento

formador dos custos destas atividades.

Como a Tarifa de Geração e Comercialização, TE, é resultante de uma

negociação bilateral, de leilões ou dos preços do mercado de curto-prazo, esta reflete

as expectativas de mercado em relação ao valor da energia elétrica, ou seja, já engloba

os custos de capacidade, custos de combustível, operação e manutenção das usinas de

geração.

A Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão, TUST, tenta refletir o real uso da

rede pelo acessante através do impacto no fluxo de potência em cada elemento da

rede. Cada elemento da rede apresenta um custo associado e uma capacidade que para

as linhas existentes foi acordado entre a ANEEL e as empresas transmissoras nos anos

de 1999 e 2000. Recentemente, a ANEEL estabeleceu uma revisão tarifária para as

transmissoras que faz uma reavaliação destes custos. Para as linhas novas, a

capacidade é definida nos editais de leilão de transmissão e o custo representa a

menor receita obtida ao final do leilão.

A Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição, TUSD, em tese, deveria refletir

apenas as responsabilidades dos acessantes na composição dos custos das redes de



8

MC E&MC E&

distribuição em que os mesmos utilizam. Entretanto, esta é calculada por nível de

tensão incorporando custos e subsídios que distorcem o sinal econômico. A Tarifa de

fornecimento segue a formulação da Equação 2.1.

TETUSTTUSDTF (2.1)

Desta forma para se calcular as Tarifas de Fornecimento basta estabelecer suas

tarifas determinantes. No caso da componente (TUST+TUSD), ao consumidor que se

conecta na rede de distribuição é incluída a TUST como uma parcela da TUSD para

que o consumidor tenha contato apenas com a distribuidora local para efetivar o

transporte de energia. Conforme será mostrado a seguir, a TUST é considerada uma

parcela em que a distribuidora não tem controle e, portanto, é repassada diretamente

para o consumidor.

A componente TE é também repassada diretamente ao consumidor visto que a

distribuidora não tem controle total sobre o seu valor principalmente com o advento

dos leilões do CCEE no ambiente de contratação regulada (ACR).

2.1 Parâmetros Utilizados no Cálculo da TF

Antes de iniciar o detalhamento das parcelas das Tarifas de Fornecimento são

necessárias algumas definições de parâmetros que serão utilizados nos cálculos.

Mercado Cativo

O Mercado Cativo é o montante de energia faturada para atendimento a

consumidores cativos e para o suprimento de outras concessionárias ou

permissionárias de distribuição de energia elétrica, não sendo incluído o montante

relativo às perdas elétricas dos sistemas de distribuição.



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MC E&MC E&

Mercado de Referência de Energia

O Mercado de Referência de Energia é composto pela quantidade de energia

elétrica faturada para o atendimento de consumidores cativos, auto-produtores, outras

concessionárias ou permissionárias de distribuição de energia elétrica, bem como pela

quantidade de energia relativa aos consumidores livres que utilizam os sistemas de

distribuição para um período de 12 (doze) meses estabelecido como antecessor à data

de reajuste ou revisão tarifária.

Mercado de Referência de Demanda

O Mercado de Referência de Demanda é composto pela quantidade de

demanda de potência faturada para o atendimento a consumidores cativos,

consumidores livres, auto-produtores, geradores, outras concessionárias ou

permissionárias de distribuição de energia elétrica para um período de 12 (doze)

meses estabelecido como antecessor à data do reajuste ou revisão tarifária em

processamento, não sendo considerada a quantidade de demanda faturada por

ultrapassagem do valor contratado.

Data de Referência Anterior

A “Data de Referência Anterior” (DRA) corresponde à data de vigência do

último reajuste ou revisão tarifária, conforme estabelecido no contrato de concessão

de distribuição;



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MC E&MC E&

Data do Reajuste em Processamento

A “Data do Reajuste em Processamento” (DRP) é referente ao cálculo atual,

realizado 01 (um) ano após a DRA, relativo ao reajuste das tarifas aplicadas por

concessionária de distribuição.

Receita Requerida de Distribuição

A Receita Requerida de Distribuição é a receita a ser recuperada pela

aplicação das componentes da TUSD ao mercado de referência de energia e demanda.

Custo Médio de Aquisição de Energia

Representa o valor médio em reais da energia contratada através das seguintes

modalidades existentes:

Contratos Iniciais ou Equivalentes;

Contratos Bilaterais com Terceiros;

Contratos Bilaterais com Partes Relacionadas;

Geração Própria Distribuída;

Energia de Itaipu.

Leilões.

Custo Incremental Médio de Longo Prazo

A ANEEL vem utilizando no cálculo dos custos marginais de longo prazo,

CMLP, por nível de tensão uma variante do mesmo, denominada Custo Incremental



11

MC E&MC E&

Médio de Longo Prazo - CIMLP1.. Cabe ressaltar que, no cálculo das tarifas de uso de

distribuição, a ANEEL optou por utilizar uma média dos estudos apresentados pelas

distribuidoras, até que se estabeleça um procedimento para envio de planos de

investimentos. A Tabela 1 mostra os valores de custos marginais padrão por nível de

tensão utilizada pela ANEEL no cálculo das TUSD.

Tabela 1 – Custos Incrementais Padrão

Nível de Tensão (kV) CIMLP (R$/kW)

138 29,13

69 35,56

34,5 36,63

13,8 41,15

Menor 2,3 57,10

Custo Marginal de Capacidade

O critério utilizado para a definição das tarifas de uso aplicáveis às demandas

de potência ativa para cada tipo de consumidor fundamenta-se na estrutura

estabelecida pelos custos marginais de expansão e pela responsabilidade deste tipo de

consumidor quanto à expansão da rede.

De posse dos custos marginais expansão por nível de tensão, da proporção de

fluxo obtida do diagrama de fluxo de carga na situação de carga máxima e das

tipologias de carga e rede, são calculados os custos marginais de capacidade.

O custo marginal de capacidade, também denominado tarifa de referência de

demanda, reflete a contribuição do cliente-tipo na formação da demanda máxima da

rede. Estes custos são calculados para os postos tarifários definidos em cada

concessionária da seguinte maneira:

Posto tarifário ponta: Período definido pela concessionária e composto por

3 (três) horas diárias consecutivas, exceção feita aos sábados, domingos e

1 Na realidade, o custo marginal é um caso particular do custo incremental quando o incremento de

carga analisado tende a zero.



12

MC E&MC E&

feriados definidos por lei federal, considerando as características do seu

sistema elétrico;

Posto tarifário fora de ponta: Período composto pelo conjunto das horas

diárias consecutivas (21 horas) e complementares àquelas definidas no

horário de ponta.

A Tabela 2 apresenta um exemplo dos Custos Marginais de Capacidade

calculados para uma determinada empresa:

Tabela 2 – Custos Marginais de Capacidade

No intuito de manter nas relações entre as tarifas de uso de ponta e fora de

ponta àquelas relações existentes nas atuais tarifas de fornecimento do grupamento

tarifário horosazonal azul, um ajuste nos custos marginais de capacidade tem sido

realizado2. Este ajuste muda a relação dos custos de capacidade dos postos tarifários

calculados pelo custo incremental, mantendo, no entanto, a receita teórica inalterada

em cada nível de tensão. Cabe ressaltar que a receita teórica é obtida pela aplicação

dos custos marginais de capacidades, antes do ajuste, ao mercado de demanda das

tipologias de carga. Os custos marginais de capacidade da tabela anterior, após o

ajuste às relações P/FP estão na Tabela 3.

2 Existe uma relação tradicional entre as tarifas de ponta e fora-de-ponta das tarifas de fornecimento

que vem se mantendo artificialmente com o receio de que caso mudasse haveria uma modulação de

carga por parte dos consumidores nociva ao sistema.



13

MC E&MC E&

Tabela 3 – Custos Marginais de Capacidade Ajustados P/FP

Tipologias de Carga

Devido à inviabilidade prática da construção de tarifas a partir da análise do

comportamento individual da curva de carga dos consumidores e das instalações de

transformação de tensão, torna-se necessária a definição de um número conveniente

de curvas de carga típicas. Estas curvas de carga devem representar a totalidade dos

consumidores e das instalações de transformação de tensão da concessionária.

Os agregados das tipologias de carga já ajustados ao mercado do ano teste para

cada subgrupo tarifário da distribuidora são estimados considerando as curvas típicas

encaminhadas à ANEEL nos períodos de revisão tarifária, e estão exemplificadas na

Figura 2-1.



14

MC E&MC E&

Figura 2-1 Tipologias de Carga

Cabe ressaltar que a curva agregada do Grupo B corresponde ao ajuste

da tipologia de carga do grupo B, aos consumos anuais do grupo B e do

subgrupo AS, uma vez que este último também está em nível de tensão

inferior a 2,3 kV.

Diagrama Unifilar Simplificado

A proporção de fluxo é calculada com base no diagrama unifilar simplificado

do fluxo de potência no sistema elétrico, no momento de carga máxima do sistema.

Sua consideração é de grande impacto no custo marginal de capacidade, pois a

solicitação de 1 kW em um subgrupo tarifário k não significa a passagem de 1 kW em

todos os subgrupos a montante do subgrupo k.

O fator de proporção de fluxo indica a parcela de utilização do nível de tensão

no atendimento da carga do nível de tensão, onde o cliente está conectado.



15

MC E&MC E&

3 TARIFA DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO - TUSD

As tarifas de fornecimento foram segregadas em duas grandes componentes

pela RN 166/05. Uma primeira corresponde aos custos da energia em si (TE), e outra

correspondente aos custos do transporte, denominada tarifa de uso do sistema de

transmissão – TUST e tarifa de uso do sistema de distribuição – TUSD.

As tarifas de uso do sistema de distribuição possuem a função de recuperar a

receita definida pelo órgão regulador e também de fornecer o sinal econômico

adequado para utilização racional do sistema de distribuição. Atualmente, a TUSD é

utilizada para os seguintes fins:

Faturamento de encargos de uso dos sistemas de distribuição de

consumidores livres;


unidades geradoras conectadas aos sistemas de distribuição;

Abertura das tarifas de fornecimento dos consumidores cativos para

fins de realinhamento tarifário, conforme o disposto no Decreto 4.667

de 4 de abril de 2003.


distribuidoras que acessam os sistemas de distribuição de outra

distribuidora;

A composição da receita requerida de distribuição que é utilizada na formação

da TUSD se dá através de nove componentes distintas. As componentes são: FIO-A,

FIO-B, ENCARGOS, PERDAS TÉCNICAS, PERDAS NÂO-TÉCNICAS, CCC,

CDE, e PROINFA e estão presentes na Figura 3-1.



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MC E&MC E&

TUSD – PROINFA

TUSD – CDE

S/ SE /CO ou N/ NE

TUSD – CCCS/ SE /CO , N/ NE ou CCC isolados

TUSD – Perdas Não Técnicas

TUSD – Perdas Técnicas

TUSD – Encargos Serviço de Distribuição

TUSD – Fio BServiço Distribuição prestado pela concessionária

TUSD – Fio AUso de redes de Distribuição ou Transmissão de Terceiros

TUSD – PROINFA

TUSD – CDE

S/ SE /CO ou N/ NE

TUSD – CCCS/ SE /CO , N/ NE ou CCC isolados

TUSD – Perdas Não Técnicas

TUSD – Perdas Técnicas

TUSD – Encargos Serviço de Distribuição

TUSD – Fio BServiço Distribuição prestado pela concessionária

TUSD – Fio AUso de redes de Distribuição ou Transmissão de Terceiros

Figura 3-1 Componentes da TUSD

3.1 TUSD FIO-A

A TUSD FIO-A representa o custo do uso das redes de distribuição ou

transmissão de terceiros, ela é formada pelos seguintes fatores:

1. Custo relativo ao pagamento da TUSTRB;

2. Custo relativo ao pagamento da TUSTFR;

3. Custo relativo da conexão às instalações da Rede Básica;

4. Custo relativo do uso da rede de distribuição de outras

concessionárias; e

5. Perdas elétricas na Rede Básica, referentes ao montante de perdas

técnicas e não técnicas.



17

MC E&MC E&

Perdas elétricas na Rede Básica, referentes

ao montante de Perdas Técnicas e não técnicas

Custo com o uso da rede de

distribuição de outras concessionárias

Custo com a Conexão à Rede Básica

TUST FR

TUST RB

Perdas elétricas na Rede Básica, referentes

ao montante de Perdas Técnicas e não técnicas

Custo com o uso da rede de

distribuição de outras concessionárias

Custo com a Conexão à Rede Básica

TUST FR

TUST RB

Figura 3-2 Fatores da TUSD FIO-A

Essa componente da tarifa de uso do sistema de distribuição deve possuir

valores idênticos para todos os níveis de tensão. Cada um dos fatores mencionados

acima possui diferentes metodologias de cálculo para a definição dos valores a serem

atribuídos a cada um deles.

Custo Relativo ao Pagamento da TUSTRB

O valor do custo relativo ao pagamento da TUSTRB será dividido pelo

mercado de referência de demanda do horário da ponta, obtendo-se as tarifas em

R$/kW.

Custo Relativo ao Pagamento da TUSTFR

O valor do custo relativo ao pagamento da TUSTFR será dividido pelo

mercado de referência de demanda do horário da ponta, obtendo-se as tarifas em

R$/kW.



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MC E&MC E&

Custo Relativo da Conexão com às Instalações da Rede Básica

O valor relativo da conexão com às instalações da Rede Básica será dividido

pelo mercado de referência de demanda dos horários da ponta e fora da ponta,

obtendo-se as tarifas em R$/kW.

Custo relativo ao uso da rede de distribuição de outras concessionárias

O valor do custo relativo ao uso da rede de distribuição de outras

concessionárias será dividido pelo mercado de referência de demanda dos horários da

ponta e fora da ponta, obtendo-se as tarifas em R$/kW.

Perdas elétricas na Rede Básica, referentes ao montante de perdas técnicas e

não técnicas.

O percentual de perdas na Rede Básica ao montante, em MWh, relativo às

perdas técnicas e não técnicas será multiplicado pelo custo médio ponderado de

aquisição de energia da concessionária de distribuição. O valor resultante será

dividido pelo mercado de referência de demanda dos horários da ponta e fora da

ponta, obtendo-se as respectivas tarifas em R$/kW.

3.2 TUSD FIO-B

A segunda componente da tarifa de uso do sistema de distribuição,

denominada TUSD FIO-B corresponde ao custo do serviço prestado pela própria

distribuidora, ou seja, é o custo do serviço de transporte que ela presta. Este custo é

gerenciável pela distribuidora e é formado pelos seguintes fatores:



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MC E&MC E&

1. Remuneração dos ativos de distribuição de energia elétrica,

(calculado na revisão tarifária periódica);

2. Custo operacional (estabelecido na revisão tarifária periódica)

3. Quota de reintegração dos ativos em decorrência da depreciação;

Quota de ReintegraçãoQuota de Reintegração

Custo OperacionalCusto Operacional

Remuneração de InvestimentosRemuneração de Investimentos

Figura 3-3 Fatores da TUSD Fio-B

A componente Fio-B da TUSD é calculada por faixa de tensão, com valores

aplicáveis às demandas máximas de potência ativa, para os postos tarifários ponta e

fora da ponta. O cálculo dessa componente é realizado na revisão tarifária periódica, e

contempla os seguintes procedimentos:

Definição do custo padrão por faixa de tensão a partir do custo incremental

médio de longo prazo de cada concessionária;

Estabelecimento do custo marginal de capacidade por faixa de tensão,

considerando o custo padrão por faixa de tensão, as curvas de carga e o

diagrama unifilar simplificado do fluxo de potência, na condição de carga

máxima do ano do estudo tarifário; e

Definição da tarifa para cada faixa de tensão, conforme a proporção observada

no custo.



20

MC E&MC E&

3.3 TUSD ENCARGOS

A TUSD ENCARGOS representa os encargos vinculados ao serviço de

distribuição de energia elétrica, ela é formada pelos valores dos seguintes fatores:

1. Quota da Reserva Global de Reversão - RGR;

2. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE;

3. Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e Eficiência Energética; e

4. Contribuição para o Operador Nacional do Sistema Elétrico –

ONS

Contribuição para o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS.

Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e Eficiência Energética

Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE

Quota da Reserva Global de Reversão - RGR

Figura 3-4 Fatores da TUSD Encargos

Essa componente é calculada por faixa de tensão, com valores aplicáveis às

demandas máximas de potência ativa, para os postos tarifários ponta e fora da ponta.

Cada um dos fatores possui diferentes bases onde incide o percentual associado.

O RGR é fixado em até 2,5 %, incide sobre os investimentos dos

concessionários e permissionários, observando o limite de 3% da

receita anual;

O percentual de 0,5% da TFSEE: é incidido sobre a receita requerida

de distribuição relativa às componentes: TUSD – Fio B, TUSD –



21

MC E&MC E&

Encargos, TUSD – Perdas Técnicas e TUSD – Perdas Não Técnicas,

deduzida a receita pelo atendimento a outras concessionárias.

O valor de 1% do P&D e Eficiência Energética são incididos sobre a

receita requerida de distribuição relativa às componentes: TUSD – Fio

A, TUSD – Fio B, TUSD – Encargos, TUSD – Perdas Técnicas e

TUSD – Perdas Não Técnicas, deduzida a receita pelo atendimento a

outras concessionárias.

O valor relativo ao ONS é calculado pela razão entre o respectivo custo

anual e o mercado de referência de demanda da concessionária de

distribuição.

3.4 TUSD PERDAS TÉCNICAS

A componente da tarifa de uso dos sistemas de distribuição, correspondente ao

custo das perdas técnicas é denominada TUSD – Perdas Técnicas. Ela é calculada

por faixa de tensão, com valores aplicáveis às demandas máximas de potência ativa,

para os postos tarifários ponta e fora da ponta, valorado pelo custo médio ponderado

de aquisição de energia da concessionária de distribuição, em R$/MWh.

3.5 TUSD PERDAS NÃO TÉCNICAS

É a componente da tarifa de uso dos sistemas de distribuição, correspondente

ao custo das perdas não técnicas. É estabelecida em duas sub-componentes, uma em

R$/MWh e outra em R$/kW. O cálculo dessa componente é determinado pelo

seguinte procedimento:

O montante em MWh, será valorado pelo custo médio ponderado de

aquisição de energia da concessionária de distribuição, obtendo-se o

valor em R$;



22

MC E&MC E&

Calcula-se, em termos percentuais, a proporção do valor acima com

relação à receita de cada componente da TUSD (exceto perdas não

técnicas);

Cada percentual calculado deverá ser aplicado à respectiva

componente da TUSD;

Somando-se as parcelas de mesma unidade, obtém-se uma sub-

componente em R$/MWh e outra em R$/kW.

3.6 TUSD CCC

É a componente relativa ao custo da Conta de Consumo de Combustíveis -

CCC do Sistema Interligado. São atribuídas às concessionárias de distribuição,

conforme a respectiva localização, sendo denominadas TUSD – CCC S/ SE /CO e

TUSD – CCC N/ NE. A componente relativa ao custo da Conta de Consumo de

Combustíveis dos Sistemas Isolados é aplicada a todas as concessionárias de

distribuição do Sistema Interligado e dos Sistemas Isolados, sendo denominada TUSD

– CCC isolado.

As componentes relativas à Conta de Consumo de Combustíveis - CCC são

definidas pela razão entre o custo total de cada uma das sub-contas da CCC e o

mercado total da região, sujeito ao pagamento do respectivo encargo, de forma a

definir as tarifas em R$/MWh.

3.7 TUSD CDE

As componentes relativas ao custo da Conta de Desenvolvimento Energético –

CDE serão definidas para as concessionárias de distribuição, conforme a respectiva

localização, sendo denominadas TUSD – CDE S/ SE /CO Sistema Interligado Sul/

Sudeste/ Centro-Oeste) e TUSD – CDE N/ NE (Sistema Interligado Norte/ Nordeste)



23

MC E&MC E&

chamadas de sub-contas CDE, expressas em R$/MWh, e calculadas em duas partes

descritas a seguir:

Os valores das duas componentes são relativos ao ano 2001, expresso em

R$/MWh, atualizado pelo IPCA desde janeiro de 2003 até dezembro do ano anterior

ao de referência ao novo cálculo, deduzido deste o resultado obtido em função do de

cada uma das componentes da TUSD CCC.

3.8 TUSD PROINFA

É a componente relativa ao custo do Programa de Incentivo às Fontes

Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.

Essa componente é definida em R$/MWh e obtida pela razão entre o custo

total do Programa, estabelecido no respectivo Plano Anual do PROINFA - PAP, e o

mercado total de energia, em MWh, descontado o consumo nos Sistemas Isolados e

da Subclasse Residencial Baixa Renda cujo consumo seja igual ou inferior a 80

kWh/mês.

3.9 PARCELAS DA TUSD

Pela nova definição da RES 166/05 ficou estabelecido que a TUSD seria

dividida em duas partes diferentes (Parcela A e Parcela B), que englobam todas as

oito parcelas mencionadas anteriormente. A Figura 3-5 apresenta as duas parcelas da

TUSD com todas as suas componentes. A soma dos dados da parcela “A” e da parcela

“B” definirá a nova receita de equilíbrio econômico e financeiro da distribuidora.



24

MC E&MC E&

TUSTRB

TUSTFR

Custo de conexão aos sistemas de transmissão TUSD FIO-A

Uso da rede de distribuição de outras concessionárias

Perdas na Rede Básica

Perdas Téc. Dist. TUSD Perdas Técnicas

Perdas Não Téc. Dist. TUSD Perdas Não Técnicas

RGR

P&D

TFSEE

ONS

CCC TUSD CCC

CDE TUSD CDE

PROINFA TUSD PROINFA

Remuneração dos ativos

Quota de reintegração decorrente da depreciação TUSD FIO-B

Custo de operação e manutenção

TUST

Parc

ela

AP

arc

ela

B

TUSDTUSD ENCARGOS

Perdas Elétricas do

Sistema Elétrico

Figura 3-5 Parcelas da TUSD

A Parcela A da TUSD corresponde aos custos não gerenciáveis. A Parcela B

corresponde à componente da TUSD que agrupa os valores relativos à remuneração

dos ativos, a quota de reintegração decorrente da depreciação e ao custo de operação e

manutenção, que são valores que apresentam condições de gerenciamento, daí a

denominação de custos gerenciáveis.

3.10 TUSD Aplicada às Concessionárias Supridas por Outra Concessionária

Apesar de haver oito componentes que formam as duas parcelas da TUSD,

apenas quatro delas serão utilizadas no cálculo da TUSD para concessionárias

acessantes do sistema de distribuição de uma outra concessionária. A TUSD aplicada

a essas empresas acessantes do sistema de distribuição de outra empresa formada

pelas componentes apresentadas na Figura 3-6.



25

MC E&MC E&

TUSD FIO-A

TUSD TUSD FIO-B

SUPRIDAS TUSD Perdas TécnicasRGR

TUSD ENCARGOS P&D

Figura 3-6 Componentes da TUSD das distribuidoras supridas por outras

distribuidoras (supridoras)

De acordo com a nova redação da RN 206/05, a revisão destas tarifas se

processará conforme disposições da RN 166/05 e a TUSD aplicada às concessionárias

e permissionárias de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano será

calculada considerando apenas as componentes Fio – A, Perdas Técnicas e Encargos

do Serviço de Distribuição, sendo que até a próxima Revisão Tarifária da Unidade

Supridora a componente Fio-B da TUSD para as empresas supridas passa a ter 100%

de desconto. Mediante a esse fato:

Até a próxima Revisão Tarifária da Unidade Supridora, o valor

correspondente ao desconto de 100% na TUSD – Fio B será repassado

aos consumidores finais da Unidade Supridora como componente

financeiro externo ao reajuste anual das tarifas de fornecimento;

Uma vez definido, pelo planejamento setorial, que a melhor alternativa

técnica e econômica para atendimento elétrico da unidade suprida seja

a conexão da rede desta concessionária ou permissionária ao sistema

de transmissão, o desconto de 100% na TUSD – Fio B será retirado

integralmente a partir da data prevista para a efetivação da referida

conexão.

A partir da próxima Revisão Tarifária Periódica da Unidade Supridora,

adicionalmente à TUSD calculada de acordo com a forma anterior, será definido um

encargo correspondente aos custos de compartilhamento dos ativos de distribuição da

Unidade Supridora envolvidos diretamente no atendimento à Unidade Suprida,

considerando os parâmetros da metodologia da revisão tarifária periódica, de forma a

garantir a cobertura da remuneração, da quota de reintegração e dos custos

operacionais dos respectivos ativos.



26

MC E&MC E&

4 TARIFA DE ENERGIA ELÉTRICA - TE

A Tarifa de Energia Elétrica, como dito anteriormente é uma das parcelas que

compõe a tarifa de fornecimento no atual ambiente de tarifação da energia elétrica no

Brasil.

Essa tarifa é aplicada no faturamento mensal referente à:

Contrato de compra de energia celebrado entre consumidor do Grupo

"A" e concessionária ou permissionária de serviço público de

distribuição;

Parcela correspondente a energia elétrica da tarifa de fornecimento dos

consumidores do Grupo "B"; e

Suprimento a concessionária ou permissionária de distribuição com

mercado inferior a 500 GWh/ano.

4.1 Aquisição de Energia para Concessionárias ou Permissionárias com

Mercado Anual Inferior à 500GWh/ano

Além da definição de alguns fatores que serão utilizados para os cálculos das

parcelas da Tarifa de Energia é necessário abordar quais são as formas de contratação

de energia elétrica para o suprimento das concessionárias ou permissionárias do

serviço de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano e também quais

os tipos de contrato envolvidos nessas transações.

A RN 206/05 estabelece as condições gerais para a contratação do suprimento

de energia elétrica pelas concessionárias ou permissionárias com mercado inferior à

500GWh/ano. Algumas definições são necessárias para o entendimento do processo

de contratação de energia.

CCE: Contrato de Compra e Venda de Energia, celebrado entre a

Unidade Suprida e a atual Unidade Supridora, estabelecendo as



27

MC E&MC E&

condições gerais para a comercialização, com tarifa regulada, da

totalidade ou de parte da energia requerida pela Unidade Suprida;

CCEAR: Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente

Regulado, celebrado entre cada Agente Vendedor e todos os Agentes de

Distribuição compradores;

CCD: Contrato de Conexão ao Sistema de Distribuição, celebrado entre

a Unidade Suprida e a concessionária de distribuição acessada,

estabelecendo as condições para a conexão à rede de distribuição e

definindo os direitos e as obrigações das partes;

CCT: Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão, celebrado entre

a Unidade Suprida e a concessionária detentora das respectivas

instalações de transmissão, com interveniência do Operador Nacional do

Sistema Elétrico – ONS, definindo os direitos e as obrigações das partes;

CUSD: Contrato de Uso do Sistema de Distribuição, celebrado entre a

Unidade Suprida e a concessionária de distribuição acessada,

estabelecendo os montantes e as condições de uso por ponto de conexão

e nível de tensão do sistema de distribuição, bem como os

correspondentes direitos e obrigações operacionais envolvidos;

CUST: Contrato de Uso do Sistema de Transmissão, celebrado entre a

Unidade Suprida e o ONS, estabelecendo os montantes de uso

contratados por ponto de conexão, os termos e as condições gerais para o

uso das instalações de transmissão;

MCSD: Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits: processo de

realocação de sobras e déficits de montantes de energia elétrica,

contratados no ACR, proveniente de empreendimento de geração

existente;

VR: Valor Anual de Referência, calculado pela ANEEL para regular o

repasse, às tarifas dos consumidores finais, do custo de aquisição de

energia elétrica;



28

MC E&MC E&

PLD: É o Preço de Liquidação de Diferenças, preço a ser divulgado pela

CCEE, calculado antecipadamente, com periodicidade máxima semanal

e com base no custo marginal de operação, limitado por preços mínimo e

máximo, vigente para cada período de apuração, por submercado, pelo

qual é valorada a energia comercializada no Mercado de Curto Prazo;

Unidade Suprida: concessionária ou permissionária de serviço público

de distribuição com mercado próprio seja inferior a 500 GWh/ano;

Unidade Supridora: concessionária de serviço público de distribuição

ou de geração, inclusive produtor independente de energia, responsável

pelo suprimento atual da totalidade ou de parte da energia elétrica à

Unidade Suprida;

MR: É o montante de reposição a quantidade de energia elétrica objeto

de contratos que forem extintos, ou tiverem previsão de redução da

quantidade contratada, no ano dos leilões.

4.1.1 Contratação de Energia

A Unidade Suprida poderá adquirir energia elétrica nas seguintes

modalidades:

Por meio de leilões de compra, realizados no ACR;

De empreendimentos de geração distribuída;

Do seu atual agente supridor, com tarifa regulada; e/ou

Mediante processo de licitação pública por ela promovida.

Cada uma dessas formas de aquisição de energia contempla contratos

para definir o valor a ser pago pela conexão e uso do sistema de distribuição

e/ou transmissão. A seguir será detalhado cada uma das maneiras de se

adquirir energia e também cada um desses contratos de conexão e uso para as

concessionárias supridas com mercado inferior à 500Gwh/ano.



29

MC E&MC E&

4.1.2 Aquisição de Energia Através de Leilões de Compra

A unidade Suprida poderá optar pela contratação em leilão realizado

no ACR, para atendimento total ou parcial de seu mercado, mediante Contrato

de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR,

devendo este ser registrado na ANEEL e na CCEE.

O repasse, às tarifas dos consumidores finais, do custo de aquisição de

energia elétrica por meio dos leilões será realizado pela ANEEL deverá seguir

os princípios apresentados no Anexo I desse relatório.

Caso a contratação de energia por essa modalidade de leilão para

atendimento apenas parcial do mercado da suprida, a energia elétrica

complementar deverá ser contratada através das demais modalidades citadas

anteriormente.

4.1.3 Aquisição de Energia Através de Geração Distribuída

A Unidade Suprida poderá optar pela aquisição de energia elétrica de

geração distribuída (GD), cujo montante total não poderá exceder a 10% (dez

por cento) da respectiva carga, verificado no momento da contratação e com

base nos 12 (doze) meses precedentes.

Para fins de verificação do limite de 10%, será considerada como carga

a energia necessária ao atendimento de consumidores finais, de outros agentes

de distribuição, para a cobertura do montante das perdas na Rede Básica,

assim como das perdas técnicas e não técnicas nos sistemas de distribuição.

Poderá ser repassado o custo de aquisição desta energia aos

consumidores finais observando que a ANEEL autorizará o repasse, às tarifas

dos consumidores finais, do preço da energia elétrica adquirida até o limite do

Valor Anual de Referência – VR vigente no ano de início da entrega da

energia contratada e, nos reajustes subseqüentes, no valor atualizado pelo

IPCA.



30

MC E&MC E&

Na compra de energia proveniente de geração distribuída deverá ter

cláusula contratual onde a Unidade Suprida poderá adquirir energia no

mercado de curto prazo. Fica estabelecido o limite de 2 (dois) meses para

aquisição de energia no mercado de curto prazo, por concessionária ou

permissionária de distribuição, visando o atendimento ao respectivo mercado

consumidor, motivada por indisponibilidade de unidade geradora de

empreendimento de geração distribuída.

O montante de energia a ser adquirido não poderá exceder a 10% (dez

por cento) da carga a ser atendida. Concluído o limite estabelecido, o

empreendimento de geração distribuída deverá celebrar contratos de compra

de energia para garantir o contrato de venda original.

O repasse de custo ao consumidor final deverá ser realizado conforme

as condições as seguintes condições:

Para energia adquirida pela concessionária ou permissionária:

será considerado o menor valor entre o Preço de Liquidação de

Diferenças - PLD médio do mês e o preço da energia no

contrato de compra original; e

Para energia adquirida pelo empreendimento por meio de

contratos de compra: será considerado o menor valor entre o

PLD médio do mês e o valor da energia no contrato de compra

original, este conforme as condições e os limites percentuais a

seguir:

a) Para indisponibilidade de até doze meses: 75% (setenta

e cinco por cento); e

b) Para indisponibilidade superior a doze meses: 50%

(cinqüenta por cento).

Na contratação de energia elétrica proveniente de geração distribuída o

agente de distribuição deverá optar por uma das seguintes formas:

Processo de chamada pública, de forma a garantir a

publicidade, transparência e igualdade aos interessados; ou



31

MC E&MC E&

Compra de energia elétrica produzida pela empresa de geração

decorrente da desverticalização, cujos contratos de compra e

venda deverão ser registrados na ANEEL e na Câmara de

Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.

A contratação da energia será feita, exclusivamente, pelo agente em

cuja rede de distribuição o respectivo empreendimento esteja conectado.

4.1.4 Aquisição de Energia Através da Energia do Supridor

A Unidade Suprida que optar pela continuidade da aquisição de

energia elétrica do atual agente supridor, para atendimento total ou parcial de

seu mercado, deverá firmar o Contrato de Compra e Venda de Energia – CCE,

além dos contratos de conexão e de uso que serão definidos adiante nesse

relatório.

Os agentes de distribuição quando adquirirem energia do próprio

supridor deverão informar o montante de energia a ser contratado em até

quinze dias antes da data em que o seu atual agente supridor esteja obrigado a

declarar a sua necessidade de compra para o leilão de energia proveniente de

empreendimentos existentes com entrega de energia elétrica prevista para o

ano subseqüente. A unidade Suprida, atualmente contratada com mais de uma

unidade Supridora, pode adquirir energia elétrica apenas de uma delas.

Os contratos deverão considerar as tarifas estabelecidas na Tabela 4

para as concessionárias supridas por outras concessionárias. A Tabela 5

apresenta os valores da TUST e da TE para as concessionárias com mercado

inferior a 500GWh/ano que são supridas por agentes de geração.



32

MC E&MC E&

Tabela 4 – TUSD e TE para as Concessionárias Supridas por outras Concessionárias

Financeiros

Tensão TUSD (R$/kW) TE sobre

(kV) Ponta F.Ponta (R$/MWh) TE e TUSD

ELETROCAR RGE 69 7,92 0,9 118,56 4,90%

COCEL COPEL 13,8 9,99 2,04 99,6 0,00%

COCEL COPEL 34,5 8,75 1,63 99,6 0,00%

COCEL COPEL 138 6,37 0,57 99,6 0,00%

CFLO COPEL 34,5 8,75 1,63 99,6 0,00%

CFLO COPEL 13,8 9,99 2,04 99,6 0,00%

CHESP CELG 34,5 7,75 0,89 83,07 4,98%

COOPERALIANÇA CELESC 13,8 7,24 1 99,66 0,00%

SULGIPE ENERGIPE 69 4,23 0,63 77,84 -0,69%

SULGIPE ENERGIPE 13,8 6,83 1,63 77,84 -0,69%

DMEPC CEMIG 13,8 7,71 1,14 90,15 5,86%

DEMEI RGE 13,8 11,49 2,28 118,56 4,90%

ELFSM ESCELSA 69 6,63 0,61 87,35 0,00%

ELFSM ESCELSA 138 5,67 0,29 87,35 0,00%

EFLJC CELESC 13,8 7,24 1 99,66 0,00%

EFLUL CELESC 13,8 7,24 1 99,66 0,00%

FORCEL COPEL 13,8 10,75 2,04 79,65 0,00%

IGUAÇU CELESC 13,8 9 1,17 99,66 0,00%

HIDROPAN RGE 13,8 11,49 2,28 118,56 4,90%

MUXFELDT RGE 13,8 11,49 2,28 118,56 4,90%

UHENPAL AES SUL 13,8 7,05 0,9 95,1 0,08%

CENF AMPLA 69 11,01 1,56 101,72 0,47%

CENF AMPLA 138 7,49 0,5 101,72 0,47%

Suprida Supridora

Tabela 5 – TUST e TE para as Concessionárias Supridas por Geradoras

Financeiros

Tensão TUST TE sobre

(kV) (R$/kW) (R$/MWh) TE

DMEPC CESP 138 5,152 106,27 0,00%

SULGIPE CHESF 69 4,208 70,81 0,00%

MOCOCA CESP 138 6,91 90,26 0,66%

CPEE CESP 138 14,242 69,87 0,72%

CSPE CESP 138 8,097 70,48 0,66%

NACIONAL AES TIETÊ 138 6,279 71,18 0,00%

CJE CESP 138 7,14 70,3 0,64%

SupridaSupridora

Geradora

Os eventuais componentes financeiros que serão utilizados para

revisões contratuais serão revisados de acordo com os seguintes critérios.

Quando a supridora for concessionária ou permissionária de distribuição:

conforme o cálculo da Tarifa de Energia Elétrica para essas empresas (será

apresentado mais a frente nesse relatório) e quando a supridora for empresa de

geração, é com base no VR vigente, a partir do terceiro reajuste anual ou na

revisão periódica das tarifas da suprida, o que ocorrer primeiro após a data de

publicação da RN 166, de 2005.

O CCE deve possuir regras para as seguintes condições:



33

MC E&MC E&

I. Que o prazo de vigência será de 36 (trinta e seis) meses;

II. Que os montantes mensais de energia serão estabelecidos para os

36 (trinta e seis) primeiros meses do contrato;

III. Que a tarifa de energia elétrica (TE) será homologada pela

ANEEL;

IV. Que os montantes de energia contratados deverão se referir ao

somatório de todos os pontos de conexão da Unidade Suprida;

V. Que a revisão dos montantes contratados e conseqüente

informação, ao atual agente supridor, deverá ser realizada em

data estabelecida entre as partes;

VI. Que a saída de consumidor potencialmente livre do mercado da

Unidade Suprida ofereça a possibilidade de redução dos

montantes contratados, assim como a decorrente redução dos

CCEARs da respectiva Unidade Supridora, fazendo com que haja

o exercício pelos consumidores potencialmente livres da opção

de compra de energia elétrica proveniente de outro fornecedor;

VII. Que a declaração quanto a continuidade, ou não, do contrato,

deverá ser formalizada, pela Unidade Suprida, com antecedência

mínima de 12 (doze) meses em relação ao prazo final do

instrumento contratual.

Excepcionalmente, o primeiro CCE deverá estabelecer a vigência de

12 (doze) meses, observando os itens apresentados acima relativos às Tarifas

de Energia Elétrica homologadas pela ANEEL, os montantes de energia

contratados pelas supridas e a saída de consumidores potencialmente livre,

além de atender as seguintes condições:

Caso a opção da Unidade Suprida seja pela continuidade da

aquisição da energia do atual agente supridor, deverá firmar

novo contrato, este pelo prazo de 24 (vinte e quatro) meses

atendendo os itens de III à VII acima.



34

MC E&MC E&

Em caso contrário, deverá firmar termo aditivo ao primeiro

CCE com vigência de 12 (doze) meses a contar da respectiva

declaração formal; e

O exercício da opção quanto a continuidade da aquisição de

energia do atual agente supridor poderá ser formalizado ao

longo dos meses de vigência do primeiro CCE.

No caso da Unidade Suprida adquirir energia elétrica exclusivamente

do atual agente supridor, o faturamento do montante mensal contratado deverá

ser realizado de acordo com os seguintes critérios:

I. A energia efetivamente recebida será o total medido,

descontados os montantes vinculados a:

a) O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de

Energia Elétrica - PROINFA;

b) Os contratos de consumidores livres, atendidos por

outros agentes, na área da Unidade Suprida; e

c) A geração própria sob o regime de serviço público,

destinada, na sua totalidade, ao atendimento do mercado

da Unidade Suprida;

II. É permitida uma faixa de tolerância entre 85% e 115% em

relação ao montante mensal contratado, na qual o montante

efetivamente recebido será valorado pela tarifa de energia

elétrica (TE);

III. Quando o montante efetivamente recebido estiver acima do

limite superior da faixa de tolerância, sobre a ultrapassagem

será cobrado, a título de penalidade, um valor correspondente a

3 (três) vezes a tarifa de energia elétrica (TE), adicionalmente

ao faturamento de 115% do montante mensal contratado; e

IV. Quando o montante efetivamente recebido estiver abaixo do

limite inferior da faixa de tolerância, o faturamento deverá ser



35

MC E&MC E&

pelo montante correspondente a 85% do montante contratado,

valorado pela tarifa de energia elétrica (TE).

A penalidade referida no item III não gera direito de repasse às tarifas

de fornecimento de energia elétrica da Unidade Suprida.

O montante correspondente à diferença entre 85% do valor contratado

e o efetivamente recebido, quando o montante recebido estiver abaixo do

limite inferior da faixa de tolerância, deverá ser valorado ao PLD do

respectivo submercado no mês de referência, sendo o resultado deduzido da

fatura a ser apresentada pela Unidade Supridora, observados os prazos de

contabilização da CCEE. Caso a Unidade Suprida seja Agente da CCEE isso

não se aplica, sendo assim devem ser aplicadas as regras e os procedimentos

de comercialização da própria CCEE.

No caso de opção da Unidade Suprida pela modalidade de contratação

da própria supridora, para atendimento de parte de seu mercado, a energia

complementar necessária deverá ser contratada através das outras três

modalidades de contratação e de acordo com as condições definidas para cada

uma delas.

4.1.5 Aquisição de Energia Através do Processo de Licitação Pública

A Unidade Suprida poderá optar pela aquisição de energia elétrica,

para atendimento total ou parcial de seu mercado, mediante licitação pública

por ela promovida.

O procedimento deverá obedecer ao regulamento próprio elaborado

pela Unidade Suprida e assegurar sua publicidade, transparência e igualdade

de acesso aos interessados, e também o contrato decorrente registrado na

CCEE para os fins previstos na Convenção, nas Regras e nos Procedimentos

de Comercialização.

O repasse do custo de aquisição, aos consumidores finais, dos

montantes contratados mediante licitação pública, será limitado ao custo da



36

MC E&MC E&

energia elétrica proveniente da Unidade Supridora, com tarifas reguladas pela

ANEEL.

No caso de opção da Unidade Suprida por essa modalidade de

contratação, para atendimento de parte de seu mercado, a energia elétrica

complementar necessária deverá ser contratada através das outras três

modalidades definidas anteriormente.

4.1.6 Contratos de Conexão e Uso

A Unidade Suprida que optar pela aquisição de energia elétrica, para

atendimento total ou parcial de seu mercado, de acordo com qualquer uma das

quatro modalidades definidas deverá firmar, além dos contratos indicados em

cada uma das modalidades, os seguintes:

I. Contrato de Conexão ao Sistema de Distribuição – CCD e/ou

Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão – CCT; e

II. Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD e/ou

Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST.

A Unidade Suprida poderá rever anualmente os montantes contratados de

uso do sistema, sendo que:

No caso dos sistemas de distribuição: os novos montantes

deverão ser informados à concessionária de distribuição local,

com antecedência mínima de 15 dias em relação à data de

revisão dos respectivos montantes contratados junto ao ONS,

respeitada a capacidade do sistema de distribuição; e

No caso dos sistemas de transmissão: os novos montantes

deverão ser informados ao ONS, de acordo com os prazos

estabelecidos nos Procedimentos de Rede.

Será aplicada, à parcela de uso dos sistemas de transmissão ou de

distribuição que exceder 10% (dez por cento) do montante contratado por nível

de tensão, a título de penalidade, o valor correspondente a 3 (três) vezes a



37

MC E&MC E&

respectiva tarifa de uso. Essa penalidade não gera direito de repasse às tarifas de

fornecimento da Unidade Suprida.

4.2 Composição da Tarifa de Energia Elétrica - TE

A composição dessa tarifa é feita por dez componentes distintas, são elas:

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. Essas componentes são apresentadas na

X – Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica

IX – P&D e Eficiência Energética

VIII – Perdas na Rede Básica

VII – Encargos de Serviços do Sistema – ESS

VI – Uso da Rede Básica vinculado aos Contratos Iniciais

V – Uso dos sistemas de transmissão da Itaipu Binacional

IV – Transporte da energia Itaipu Binacional

III – Repasse da potência Itaipu Binacional

II – Custo geração própria da distribuidora

I – Custo de aquisição de energia elétrica para revenda

Figura 4-1 Componentes da TE

Para as concessionárias ou permissionárias com mercado inferior a 500

Gwh/ano a TE deverá ser formada da seguinte maneira:



38

MC E&MC E&

Somatório dos valores dos itens de I a IX.

Caso a concessionária ou permissionária suprida seja agente da CCEE,

a TE aplicada ao respectivo consumo não deverá incluir os valores

referentes aos itens VII e VIII (ESS e Perdas na Rede Básica).

Caso a concessionária ou permissionária suprida seja detentora de

quota-parte de Itaipu, a TE aplicada ao respectivo consumo não deverá

incluir os valores a que se referem os itens III, IV e V.

Custo de Geração Própria da Concessionária de Distribuição

Para definição do custo da geração própria da concessionária de distribuição,

que é um dos itens que são computados no cálculo da Tarifa de Energia Elétrica, serão

considerados os seguintes itens:

Remuneração dos ativos de geração de energia elétrica, estabelecidos

no âmbito da revisão tarifária periódica;

Quota de reintegração dos ativos em decorrência da depreciação;

Custos operacionais estabelecidos no âmbito da revisão tarifária

periódica;

Quota da Reserva Global de Reversão – RGR;

Uso dos sistemas próprios de distribuição;

Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE;

Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e Eficiência Energética; e

Compensação Financeira pela Utilização dos Recursos Hídricos –

CFURH.

A Tarifa será estabelecida em R$/MWh, mediante totalização dos valores

correspondentes aos itens descritos, em base anual, de forma a contemplar todos os

empreendimentos de geração própria da concessionária de distribuição, e o resultado

obtido deverá ser divido pela energia assegurada total dos empreendimentos



39

MC E&MC E&

considerados. Caso inexista energia assegurada homologada para o empreendimento

de geração própria, será considerada, para fins de aplicação a geração anual

verificada.

4.3 Cálculo da TE

Nos reajustes tarifários anuais ou nas revisões tarifárias periódicas das

concessionárias ou permissionárias de distribuição, até março de 2008, a tarifa de

energia elétrica (TE) será calculada a partir da composição das seguintes parcelas:

Parcela I, com peso de 50%, 25% e 0%, respectivamente, em 2005, 2006 e

2007, definida pela tarifa de fornecimento em DRP, descontada a tarifa de

uso dos sistemas de distribuição.

Parcela II, com peso de 50%, 75% e 100%, respectivamente, em 2005,

2006 e 2007, definida com base no somatório dos itens formadores da TE,

em DRP.

Na definição da Parcela II a tarifa será isonômica em todos os níveis de tensão

e corresponderá à tarifa obtida pela divisão entre o custo associado a cada item

formador da TE e o mercado de referência de energia, descontado o consumo relativo

a consumidores livres e o suprimento a outras concessionárias de distribuição, quando

a concessionária é agente da CCEE e seja detentora de quota-parte de Itaipu.

Ao final do período estabelecido, a TE corresponderá a um único valor para

cada posto tarifário, independente do nível de tensão.

A TE relativa ao suprimento a concessionária ou permissionária de

distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano será calculada de acordo

com os seguintes procedimentos:

O valor, em reais (R$), relativo a cada uma das parcelas que compõem a

TE, deverá ser dividido pelo mercado de referência de energia da

concessionária supridora, em MWh, descontado o mercado relativo a

consumidores livres e o montante de atendimento à concessionária ou



40

MC E&MC E&

permissionária de distribuição, quando a concessionária é agente da CCEE

e detentora de quota-parte de Itaipu; e

Os valores, em R$/MWh, obtidos de acordo com o item anterior, deverão

ser totalizados obtendo-se o valor final da TE.

O custo das perdas na Rede Básica, considerado na composição da TE, será

calculado conforme os procedimentos a seguir:

Aplica-se ao mercado cativo o percentual de perdas na Rede Básica,

calculado no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica; e

O valor resultante da operação anterior obtido em MWh, será multiplicado

pelo custo médio ponderado de aquisição de energia da concessionária de

distribuição, definido em R$/MWh.

A TE relativa a consumidores do Grupo “A” será estabelecida com estrutura

horosazonal, definida pelo art. 53 da RN 456, de 29 de novembro de 2000, preserva as

seguintes relações percentuais:

A tarifa para aplicação no período seco deverá ser 12% (doze por cento)

maior em relação à tarifa do período úmido; e

A tarifa aplicada ao consumo verificado no horário da ponta deverá ser

72% (setenta e dois por cento) maior em relação à tarifa do horário fora da

ponta.



41

MC E&MC E&

5 METODOLOGIA ABRADEE

Neste capítulo será apresentada a metodologia proposta pela ABRADEE a

qual foi construída conjuntamente com duas outras entidades, a ABCE e a

ASBRACE. Durante o processo de proposição, procurou-se conhecer e analisar as

múltiplas visões sobre o objeto de aprimoramento da audiência relativa à tarifa de uso

pelas distribuidoras e associar os fundamentos técnicos e econômicos.

A fundamentação teórica da metodologia proposta será o objetivo maior deste

capítulo visto que a racionalidade econômica deve ser sempre buscada nos processos

de definição do nível e da estrutura das tarifas. Neste caso particular, o interesse maior

é sobre a estrutura visto que a receita permitida das distribuidoras é objeto do

processo de revisão tarifária.

5.1 Conceituação Básica

Entende-se como requisito básico para uma metodologia tecnicamente

sustentável e gerencialmente adequada, a aderência de alguns princípios como:

Evitar e até eliminar qualquer subsídio cruzado entre os agentes que acessam a

rede de distribuição, que neste caso enfatizam-se os consumidores da suprida e

da supridora;

Evitar que os agentes tentem construir suas próprias redes independentes

contrariando o lema de que o uso de redes de forma compartilhada tende a

minimizar os custos globais;

Evitar o sobre-investimento e a ociosidade de investimentos já efetuados com

o propósito de contribuir para a modicidade tarifária;

Não inibir o crescimento da demanda das distribuidoras supridas nem

inviabilizar os novos investimentos necessários para esse atendimento;

Implantar novos aprimoramentos metodológicos de forma suave prevendo um

período de transição, visando evitar fortes variações nas tarifas;

Tentar evitar tratamentos específicos.



42

MC E&MC E&

A idéia básica da metodologia a ser proposta é desenhar uma TUSD específica

a ser aplicada nas relações entre distribuidoras, que reflita o real “uso” dos ativos

diretamente envolvidos no suprimento. Esta visão está aderente com os princípios que

regem a tarifação de uso do sistema de transmissão onde a avaliação do uso é feita

elemento a elemento da rede. O valor deste uso da rede deverá ser feito caso a caso,

com as distribuidoras envolvidas e a mediação da ANEEL, tomando-se como base os

custos dos ativos e os custos operacionais estabelecidos na revisão tarifária além de

incorporar uma repartição do uso associado às demandas de cada distribuidora.

Paralelamente, é analisado o caso em que a distribuidora suprida venha a

acessar diretamente a Rede Básica construindo a sua própria conexão ou sistema.

Pode-se encarar este caso como uma “contestação” ao uso da rede da distribuidora

supridora3. Caso o valor calculado utilizando a rede independente demonstre ser

inferior à opção pelo uso da rede da supridora, é analisada a possibilidade de aplicar

um desconto sobre a tarifa calculada sobre os ativos da distribuidora supridora. Este

desconto tenderia a minimizar ou mesmo zerar a diferença ente o custo utilizando a

rede da supridora e o custo utilizando a própria conexão ou sistema. A função deste

desconto seria a de inviabilizar a migração para um nível de tensão maior evitando a

realização de novos investimentos com rebatimentos tarifários, antes de exaurir as

possibilidades que representem uma solução ótima global.

A aplicação do desconto obtido pela diferença entre as opções de migração

para a Rede Básica e de compartilhamento da rede da supridora deverá ser

referendada pelo planejamento de médio prazo da supridora e da suprida incorporando

preços de mercado para os investimentos.

Em suma, a proposta é que a TUSD aplicada às Supridas seja baseada no custo

especializado para o serviço de distribuição, porém calibrada pelo compartilhamento

de custos de oportunidade da migração para as tensões de nível mais elevados

podendo chegar à rede básica.

3 Um dos princípios básicos da tarifação justa é que o usuário de uma rede não deve pagar pelo seu uso

mais do que pagaria se ele arcasse com todos os custos de uma rede individual, ou seja, a tendência é

que o uso compartilhado traga benefícios a todos os acessantes.



43

MC E&MC E&

A lógica da proposta é reduzir o efeito “selo” sobre as tarifas de uso das redes

para a Suprida e, quando couber, internalizar um estímulo dinâmico a essas tarifas,

mediante a oportunidade competitiva de migração de nível de tensão.

Para tanto, deve-se determinar a Despesa de Uso do Sistema de Distribuição

(DUSD) para a Suprida pelo método de ativos compartilhados (Método I) e pelo

método de custo de oportunidade (Método II).

Se o resultado do método I for superior ao do método II, e tecnicamente o

atendimento à Suprida for garantido no arranjo topológico existente, o resultado do

primeiro método poderá sofrer um desconto () a fim de internalizar o efeito da

contestação que normalmente é encontrado em mercados competitivos. Cabe salientar

que, caso venham a ser necessárias expansões posteriores da rede envolvida no

suprimento, o que muda as condições iniciais de cálculo do desconto, este deve ser

revisto para refletir a nova configuração. A Figura 5-1 ilustra o mecanismo proposto:

Figura 5-1 Metodologia Proposta

Análise Individual

DUSD I < DUSD II

DUSD I = TUSD + IDC

Método do Compartilhamento

DUSD II = TUST+INV+O&M+DE

Método do custo de oportunidade

α = DUSD II / DUSD I

CUSD = α . DUSD I CUSD = DUSD I



44

MC E&MC E&

5.2 Método do Ativo compartilhado – Método I

5.2.1 Conceitos Básicos

Segundo a metodologia proposta pela ABRADEE, a Despesa de Uso do

Sistema de Distribuição seria dada pelo somatório do custo anual dos ativos

especializados no nível de tensão de atendimento à Suprida (Instalações de

Distribuição Compartilhada - IDC ) e do encargo pelo uso do sistema de distribuição

da Supridora no nível de tensão imediatamente a montante. Este segundo termo do

somatório seria dado pelo produto entre a tarifa de uso do sistema de distribuição do

nível de tensão imediatamente a montante ao do atendimento (1kV

Tusd ) pela demanda

contratada ou verificada no ponto de conexão com a Supridora ( SdMW ).

Algebricamente, seria:

IDCMWTUSDIDUSDSdkV

1)( (5.1)

Onde:

DUSD(I) encargo pelo uso do sistema de distribuição da Supridora

(Método I)

TUSDkV+1 tarifa nos pontos de conexão dos ativos compartilhados com o a

rede de nível de tensão mais alto da Supridora

MWSd montante de MW de responsabilidade da Suprida nos pontos de

conexão na tensão acima

IDC Custo do compartilhamento das instalações da rede da

Supridora

No caso, as “Instalações de Distribuição Compartilhadas”, ou simplesmente

IDC, seriam percebidas, em termos contratuais, apenas pelas Supridas.



45

MC E&MC E&

Inicialmente são identificados os ativos da Supridora necessários ao

atendimento à Suprida no nível de tensão acima. Para tal é utilizado um fluxo de

potência linear onde os fluxos causados pela suprida são calculados. Se os ativos da

Supridora estiverem em uso compartilhado com demais usuários, o rateio será

proporcional ao carregamento dessas redes ocasionado pela Suprida e do conjunto das

demais cargas da Supridora. Para este cálculo serão utilizadas as cargas informadas

pela supridora e os valores contratados de demanda pela suprida para os próximos 12

meses, analisando-se individualmente os casos em que o perfil de carga da suprida e

das cargas da supridora são diferentes. As demandas de ponta e fora de ponta são,

então, refletidas nos novos pontos de conexão com a rede de nível de tensão superior

para que seja calculado o encargo a ser pago à Supridora correspondente à primeira

parcela da Eq. 5.1.

Para a segunda parcela da Eq. 5.1 referente ao IDC, a valoração dos ativos será

dada pelo Valor Novo de Reposição (VNR) homologado na última revisão tarifária da

supridora atualizado pelo IGPM até a data de revisão ou reajuste da Suprida. A

remuneração da base será feita pelo Custo Médio Ponderado do Capital. Será incluída

também uma taxa de depreciação média calculada de acordo com os ativos

imobilizados pertencentes à Base de Remuneração da Supridora. Além da parcela

relativa aos investimentos, devem-se incluir também os custos de O&M relativos aos

ativos utilizados que deverão ser destacados da Empresa de Referência homologada

na revisão tarifária da supridora. Os encargos que fazem parte da receita permitida da

distribuidora deverão ser também incluídos.

No item seguinte é apresentada a metodologia de rateio pelo uso dos ativos

compartilhados que tem como origem a tarifa nodal em uso para as redes de

transmissão e no item 5.2.3 os custos a serem alocados para cada ativo compartilhado.

5.2.2 Cálculo do IDC – Rateio do Compartilhamento

A metodologia para cálculo de tarifas de uso do sistema elétrico de

transmissão baseia-se no conceito de tarifas nodais, no qual cada usuário do sistema

paga encargos de uso relativos ao ponto (nó) da rede no qual está conectado. Assim



46

MC E&MC E&

sendo, os encargos de uso a serem pagos por um agente de consumo depende

basicamente da sua localização e da demanda que trafega sob a rede.

O primeiro passo na determinação desta tarifa é obter a receita permitida

necessária para cobrir as despesas de operação e manutenção, depreciação e os custos

de investimentos dos ativos. Esta receita total (RAP), que representa o nível tarifário,

é estabelecida pela ANEEL e deve ser rateada entre os usuários da rede. Na RN 282

de 1999 ficou estabelecido que 50% da receita seria paga pelos geradores e que 50%

seria paga pelos consumidores.

A tarifa para os geradores em um determinado barramento seria o simétrico do

estabelecido para a carga. De acordo com a metodologia nodal para cada nó j do

sistema o coeficiente πj é obtido através dos custos dos ramos, das capacidades dos

ramos, dos coeficientes de sensibilidade e dos fatores de ponderação como mostra a

equação (5.2).

)(1

kkj

N

k k

kj fp

f

Ck

(5.2)

Onde:

j = Tarifa nodal para geração do nó j;

Cj = Custo do circuito j;

jf = Capacidade do circuito j;

Nj = Número total de circuitos;

βji = Variação de fluxo no circuito j devido à injeção de 1 pu no nó i;

fpj = Fator de ponderação sobre a utilização do circuito j.

As sensibilidades dependem apenas da configuração do sistema e do sentido

do fluxo em cada ramo j e são independentes da barra de referência. O fator de



47

MC E&MC E&

ponderação criado pela ANEEL, que tende a amortecer a intensidade do sinal

locacional, pode variar entre 0 e 1 e é calculado como na equação (5.3).

max

maxmin

minmax

min

min

;1

;

;0

rr

rrrrr

rr

rr

fp

j

jk

j

j (5.3)

j

j

jf

fr

Onde:

fj = Fluxo de Potência Ativa no circuito “j”;

jf = Capacidade do circuito j;

rmin

= Fator de carregamento mínimo (0);

rmax

= Fator de carregamento máximo (1);

Fazendo o somatório da tarifa na barra j pela potência/carga na barra j,

conclui-se que custos marginais obtidos não coletam toda a receita que deveria ser

paga pelos usuários da rede. Assim, uma parcela adicional é calculada para satisfazer

o requisito de receita permitida como mostra a equação (5.4).

i

i

N

i

i

N

i

ii

P

PRAP

1

1

(5.4)

Onde:

RAP = Receita Permitida Total para a transmissão;

Pj = Potência contratada no nó j;



48

MC E&MC E&

γ = Parcela de ajuste.

Observa-se que o numerador representa a receita que não foi coberta pelos

custos marginais. Re-arrumando a expressão para 'j (tarifa do nó j ajustada), obtém-

se:

jj'

(5.5)

i

i

ij

i N

i

i

N

i

i

N

i

i

j

P

P

P

RAP

1

1

1

'

)(

(5.6)

O primeiro termo da expressão acima corresponde à tarifação via selo postal,

pois o denominador representa a potência/carga total do sistema. O segundo termo

representa a oscilação devido ao sinal locacional, que é proporcional à soma das

diferenças entre as tarifas dos outros nós e o nó em questão.

A aplicação direta deste método para as redes de 69 kV a 138 kV das

distribuidoras supridoras já foi alvo de proposição pela ANEEL na RN 282/99, mas

esbarra no problema do selo postal. Se estas redes apresentam “ociosidade”4, o

pagamento da mesma seria coberto por todos os consumidores do país. Por exemplo,

um consumidor do Rio Grande do Sul pagaria por um ativo de 69 kV da rede da

Escelsa. Uma alternativa para minimizar este subsídio entre os agentes seria

regionalizar a tarifação nodal criando zonas para repartição do selo postal conforme

proposto em [14].

Uma pequena modificação na formulação da metodologia Nodal

restabelecendo a visão ponto-a-ponto do método MW-milha [15] e a divisão da

receita pelos usuários de um determinado circuito conforme estabelecido pela RN

4 Na realidade o termo ociosidade não é adequado, pois o sistema é planejado para atender os critérios

de confiabilidade do tipo, por exemplo, N-1. Como a tarifa de transmissão é calculada sobre o caso

base apenas, a folga existente não é computada na tarifa não ajustada e o custo correspondente é

rateado via selo postal.



49

MC E&MC E&

067/04 pode ser a solução para o cálculo do compartilhamento dos ativos da supridora

por parte da suprida. O cálculo da parcela a ser paga pela suprida passa a ser definido

por:

NC

J

jjRPCIDC

1

(5.7)

Onde

Cj Custo anual do ativo ou circuito j

RPj Responsabilidade de Potência da Suprida relativo ao circuito j

NC Número total de circuitos da supridora utilizados pela suprida

O valor de Cj será discutido no item seguinte, pois o circuito pode pertencer à

própria supridora ou pertencer à outra empresa na forma de DIT (Demais Instalações

da Transmissão). No caso de ativo próprio da Supridora, devem-se destacar os valores

correspondentes da base de remuneração, da empresa de referência e dos encargos

associados à supridora. No caso das DITs que estão sendo disponibilizadas para a

supridora e que são utilizadas pela suprida, o custo deverá ser oriundo da receita paga

à detentora do ativo pela Supridora.

A razão entre a variação de fluxo causada pela suprida e o fluxo total no ativo

foi denominada de Responsabilidade de Potência (RP) como mostra a equação (5.8).

ridorarida

rida

FF

FRP

supsup

sup

(5.8)

Para determinar o RP, primeiramente, calcula-se o fluxo de potência total no

ativo com todas as cargas do sistema representadas com as demandas máximas

independentes do horário. Os arquivos de dados utilizados são os arquivos de entrada

disponibilizados pelo ONS. Os ativos envolvidos no compartilhamento que não

constam nesse arquivo devem ser incluídos manualmente para simulação do fluxo.

Em seguida, retira-se apenas a carga da suprida e calcula-se o novo fluxo, que

representa o fluxo com apenas a contribuição da supridora. A diferença entre o fluxo



50

MC E&MC E&

total e o fluxo da supridora é o fluxo da suprida. Neste caso, devem-se considerar

apenas os valores absolutos do fluxo.

É importante observar que o custo total do ativo representado por Cj é

totalmente rateado entre os usuários do ativo. Esta formulação difere do método nodal

onde o denominador é a capacidade do circuito e, neste caso, há sempre uma parcela

de receita não coberta quando o fluxo líquido é menor que a capacidade do ativo.

5.2.3 Cálculo do IDC – Custo Anual dos Ativos

Os ativos da Distribuidora Supridora utilizados pela Suprida serão valorados

através do Valor Novo de Reposição correspondente ao valor do bem em estado de

novo, idêntico ou similar ao avaliado, decorrente de cotações no mercado e/ou de

composição de custos para sua formação, adicionando-se, inclusive, os custos

relacionados a fretes, instalação, tributos, bem como outros gastos que sejam

necessários à total reposição do ativo. Ao valor novo de reposição deve ser aplicada

uma taxa de depreciação desde a data de entrada em operação do bem em uso a fim de

que seja definido o Valor de Mercado em Uso5.

A taxa de depreciação utilizada é calculada de acordo com os ativos

imobilizados pertencentes à Base de Remuneração da Supridora, como as

subestações, as linhas de distribuição, equipamentos de distribuição, etc. A RN 044/99

da ANEEL definiu as taxas de depreciação que devem ser usadas para cada ativo.

Fazendo uma média ponderada dessas taxas pelo custo de cada ativo obtém-se a taxa

de depreciação da distribuidora. A taxa de depreciação anual deverá ser considerada

como sendo a taxa média dos ativos reavaliados da supridora na última revisão

tarifária para o cálculo da quota de reintegração que compõe a parcela B.

A remuneração desses ativos deverá considerar a depreciação acumulada

média da totalidade dos ativos reavaliados da supridora homologados na última

revisão tarifária.

5 A consultora entende que a valoração destes ativos será objeto de discussão entre a Suprida e a

Supridora sendo, portanto, de fundamental importância a padronização e regulamentação

correspondente da ANEEL.



51

MC E&MC E&

Os custos operacionais considerados serão apenas os equivalentes à operação e

manutenção das redes necessárias ao atendimento à Suprida, no nível de tensão

utilizado para conectá-la à rede de tensão imediatamente superior. A determinação

dos custos de operação e manutenção será feita utilizando a metodologia da Empresa

de Referência (ER) usada nos processos de revisão tarifária conduzidos pela ANEEL

para estimar o custo operacional eficiente da concessionária6.

Além dos custos de investimentos e dos custos operacionais, deverão também

ser considerados outros encargos como itens de custos tais como: a RGR,

proporcional aos ativos compartilhados; a perda técnica estimada para os ativos

compartilhados no nível de tensão do suprimento e valorada pela TE mix da

supridora; e, P&D e Eficiência Energética.

Algebricamente, o custo individual de cada elemento da rede de distribuição a

ser utilizado pela supridora passa a ser composto:

DEMOCMPCVMUTdVNRC jjjj & (5.9)

Onde:

j Ativos necessários ao atendimento à Suprida;

jVNR Valor novo de reposição do circuito/ativo j;

Td Taxa de depreciação média dos ativos da Supridora;

jVMU Valor de mercado em uso do circuito/ativo j;

CMPC Custo médio ponderado de capital antes dos impostos;

jMO & Custos operacionais para a operação e manutenção do circuito/ativo j;

DE Demais encargos considerados;

6 A metodologia da ER baseia-se na definição dos processos e atividades que devem ser exercidos para

atender o número de consumidores de fato existentes com a estrutura física dos ativos de distribuição

da empresa real. Junto com processos e atividades são definidos a estrutura organizacional da ER e os

cargos de trabalhos. Definida a estrutura organizacional, são determinados os parâmetros de eficiência

técnica e as quantidades físicas dos recursos produtivos da empresa. Assim, a metodologia da ER

estima o “custo eficiente” para cada área da concessionária.



52

MC E&MC E&

Este custo individualizado por elemento da rede de distribuição própria da

Supridora ou disponibilizado à Supridora (DIT) será utilizado na Equação (5.7). No

caso das DITs, deverá ser adotado o valor de receita correspondente ao que a

Supridora paga à empresa transmissora homologado pela ANEEL7.

A seguir será detalhada cada uma das parcelas.

5.2.3.1 Valor Novo de Reposição e Valor de Mercado em Uso dos Ativos

O Valor Novo de Reposição (VNR) das Instalações de Distribuição

Compartilhadas (IDC) pode ser obtido diretamente a partir da Base de Remuneração

Regulada da distribuidora supridora. No processo de revisão tarifária ficam

disponíveis os seguintes dados:

BRRBruta = Base de Remuneração Regulada Bruta

BRRLíquida = Base de Remuneração Regulada Líquida

Td = Taxa anual de depreciação dos ativos

T = Período de atualização dos ativos, em anos.

A relação entre o Valor de Mercado em Uso (VMU) e o Valor Novo de

Reposição desses ativos é diretamente proporcional à relação entre a Base de

Remuneração Líquida e a Base de Remuneração Bruta.

VNR

VMU

BRRBruta

BRRLíquida (5.10)

Portanto, o Valor de Mercado em Uso do IDC é calculado por:

VNRBRRBruta

BRRLíquidaVMU (5.11)

7 Na realidade há margem para discussão quanto ao valor das DITs. Uma outra alternativa seria fazer

uma média do valor de todos os ativos da distribuidora acrescido estas DITs.



53

MC E&MC E&

Para viabilizar a comparação dos resultados das diversas concessionárias é

necessário referir o VNR e o VMU a uma mesma data que no caso deste trabalho foi

escolhido o mês de janeiro de 2007.

Os valores dos ativos compartilhados foram todos atualizados pela variação do

IGP-M no período desde o primeiro mês de vigência do reposicionamento tarifário

ocorrido na última Revisão Tarifária Periódica (RTP) da empresa supridora até janeiro

de 2007.

Cálculo do Índice de Atualização

Para o cálculo da variação acumulada dos índices neste período, foi adotado o

procedimento utilizado pela Aneel, descrito a seguir.

Seja:

IGPMm = Variação do IGPM ocorrida num mês

No primeiro mês do período considerado:

adoIGPMAcumul = IGPMm

Nos demais meses:

adoIGPMAcumul = ( (1 + IGPMacumuladoAnterior)*(1 + IGPMm) ) - 1

5.2.3.2 Custos Operacionais da Empresa de Referência (ER)

Os custos operacionais da ER podem ser divididos em custos de O&M, custos

administrativos e custos comerciais. Cada um desses três componentes possui custos

de mão de obra e custos de material e equipamento como mostra a Figura 5-2.

Foi acordado que os custos comerciais não seriam incorporados nos ativos

compartilhados, pois se entende que a Supridora não tem custo de “Call Center”,



54

MC E&MC E&

faturas, etc. devido aos clientes da Suprida, pois estes utilizam os serviços desta

última.

Custos de Mão de Obra

Custos de Materiais e Serviços





Custos Adiministrativos

Custos Comerciais

Custos de O&M

Cu

sto

s O

pera

cio

nais

da E

R

Figura 5-2 Composição dos Custos Operacionais da ER

Os custos de O&M são calculados por nível de tensão utilizando o Anexo I

das Notas Técnicas de Revisão Tarifária das distribuidoras supridoras onde podem ser

extraídos os custos por km de rede e MVA instalado. São identificados os seguintes

níveis de tensão, considerando-se para subestações o nível de tensão superior:

Redes e subestações de 230 kV;

Redes e subestações de 88 a 138 kV;

Redes e subestações de 30 a 69 kV;

Redes e subestações de 2,3 a 25 kV;

Redes de baixa tensão, menos 2,3 kV.

Para cada faixa de tensão, o Anexo I fornece os custos de mão de obra e de

materiais e serviços relativos ao O&M. O Apêndice II do mesmo anexo lista os km de

rede e MVA de transformação das distribuidoras para as mesmas faixas de tensão. De

posse desses dados calculam-se os custos unitários de redes (R$/km) e subestações

(R$/MVA). Esses custos também são atualizados para janeiro de 2007, sendo que os

custos de mão de obra são atualizados pelo IPCA e os custos de materiais e serviços

pelo IGPM.

Assim, os custos de O&M correspondem ao produto dos respectivos custos

unitários das redes ou subestações pelos quantitativos físicos (km de rede e MVA)

dedicados ou compartilhados ao atendimento à Suprida.



55

MC E&MC E&

Os custos administrativos (CAdm_ER) foram alocados considerando a

proporção do VNR dos ativos compartilhados pela base de remuneração bruta. O

custo administrativo alocado ao ativo j é dado por:

BRRBruta

VNRERCAdmCAdm

j

j (5.12)

Assim, a parcela de custos operacionais da supridora que compõem o IDC é

dada por:

jkVj MCOCAdmC & Op j (5.13)

5.2.3.3 Demais Encargos

Perdas Técnicas

Utilizando um programa de cálculo de fluxo de potência determina-se o

montante de perdas para cada um dos ativos envolvidos no compartilhamento (ΔPj)

considerando a demanda máxima de cada agente. Como essa perda encontrada é para

o carregamento máximo do ativo, normalmente conhecido como perda de demanda, é

necessário incluir um fator de perdas (fpj) para calcular a perda real ao longo de um

ano no ativo j.

O custo das perdas técnicas é valorado pela TE mix da supridora como

mostrado na Equação (5.14).

ridorajjjperdasTEfpPC

sup*8760** (5.14)

O fator de perdas adotado neste trabalho foi de 50% mas a consultora entende

que este valor deverá ser melhor avaliado considerando as características de cada

concessionária.



56

MC E&MC E&

Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Eficiência Energética

Essa parcela tem a finalidade de financiar programas de pesquisa e

desenvolvimento e eficiência energética. Os custos associados a ela correspondem a

1% da soma de todas as outras parcelas do IDC como mostra a Equação (5.15).

jperdasjjjj

CMOCMPCVMUTdVNRDP &%1& (5.15)

Reserva Global de Reversão - RGR

A Reserva Global de Reversão (RGR) foi criada pelo Decreto n.º 41.019, de

26 de fevereiro de 1957. Trata-se de uma parcela cujo valor anual é regulamentado

pela ANEEL com a finalidade de prover recursos para reversão, encampação8,

expansão e melhoria do serviço público de energia elétrica. Este recurso tem sido hoje

utilizado para o financiamento de fontes alternativas de energia elétrica, para estudos

de inventário e viabilidade de aproveitamentos de potenciais hidráulicos e para

desenvolvimento e implantação de programas e projetos destinados ao combate ao

desperdício e uso eficiente da energia elétrica. Seu valor anual equivale a 2,5% dos

investimentos efetuados pela concessionária em ativos vinculados à prestação do

serviço de eletricidade e é limitado a 3,0% de sua receita anual. A Quota de RGR

fixada anualmente é paga mensalmente pelas concessionárias às Centrais Elétricas

Brasileiras - ELETROBRÁS, que é a gestora dos recursos arrecadados para esse fim.

O cálculo do RGR será então feito seguindo esta regulamentação, ou seja, em

duas formas. A primeira forma cujo valor final denominou-se de RGR1 é feito

utilizando a equação (5.16) onde se utiliza o percentual de 2,5% sobre a base líquida.

jj

j

RPVMURGR %5,21 (5.16)

Nesta forma estamos multiplicando o valor líquido da base de cada ativo

compartilhado pela responsabilidade de potência da suprida.

8 No texto original da lei se fala em encampação mas hoje este termo não é mais adequado pois não se

cogita encampar as empresas privadas como foi feito nas décadas de 50 e 60.



57

MC E&MC E&

Na segunda forma, calcula-se o pagamento total da suprida sobre cada ativo

utilizado que seria encarado como uma “receita total” recebida pela supridora. Sobre

esta receita total incidiria o percentual de 3,0% onde se denominou de RGR2

conforme equação (5.17).

jjperdasjjjdj

j

RPCDPMOCMPCVMUTVNRRGR )&&(%0,3 2 (5.17)

A RGR a ser paga pela suprida é o menor valor entre RGR1 e RGR2.

5.2.4 Cálculo Final da TUSD(I)

Dado o valor da DUSD(I), é possível calcular a nova TUSD(I) para ponta e

fora de ponta que a suprida deverá pagar para a supridora. Utilizando as tarifas em

vigência obtém-se a relação ponta versus fora de ponta do nível de tensão em a que a

suprida está conectada:

fponta

ponta

FPPTUSD

TUSDR

/ (5.18)

Em seguida utilizando essa mesma relação decompõe-se a DUSD(I) em

TUSD(I)P e TUSD(I)FP :

FPPFPP

FPMMR

IDUSDITUSD

*

)()(

/

(5.19)

FPpFPPRITUSDITUSD

/*)()( (5.20)

Onde:

MP mercado de ponta da Suprida

MFP mercado de fora de ponta da Suprida

5.3 Método do Custo de Oportunidade



58

MC E&MC E&

Neste segundo método, a Despesa de Uso do Sistema de Distribuição será

dada pela composição do:

i. Encargo de uso da Rede Básica estimado pelo produto da demanda solicitada

e a TUST simulada para o ponto de conexão;

ii. Custo do investimento dos ativos necessários para a interligação da Suprida à

Rede básica (linhas, subestações, etc.);

iii. Custo de operação e manutenção desses ativos;

iv. Demais Encargos: Encargos da RGR relativa aos investimentos do item ii; e

perda técnica valorada ao Valor Anual de Referência (VR).

Para garantir a consistência metodológica, a remuneração do investimento de

migração considerará o Sistema de Amortização Constante. Algebricamente, vem:

DEMOTdCMPCVNRMWTUSTIIDUSDm m

mmhh &)()( (5.21)

Onde:

m Ativos necessários à conexão com a Rede Básica;

hTUST Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão simulada para o ponto de

conexão h;

hMW Demanda estimada para o contrato de uso da Rede Básica;

VNRm Valor novo de reposição do ativo m de conexão com a Rede Básica;

CMPC Custo médio ponderado de capital;

Td Taxa de depreciação média dos ativos necessários à conexão;

O&Mm Operação e Manutenção associado ao ativo de conexão m;

DE Encargos como RGR e perdas técnicas valoradas pelo VR;



59

MC E&MC E&

Se o ponto de conexão com a Rede Básica for uma DIT, além da TUSTRB,

também deverão ser incluídos na DUSD II os encargos relativos à TUSTFR. A

demanda considerada nesses cálculos será apenas a demanda de ponta da suprida.

O VNR nesse caso será o custo do investimento necessário ao acesso à RB.

Diferentemente do método anterior, a responsabilidade por apresentar esses custos

será da Suprida com apreciação da Supridora. Caso os orçamentos da Suprida e da

Supridora sobre a mesma especificação de interligação à Rede Básica se apresentem

destoante, caberá à ANEEL a mediação e definição do orçamento a ser considerado.

Da mesma forma, a supervisão do estudo e a homologação do coeficiente são de

responsabilidade da ANEEL.

5.3.1.1 Taxa de depreciação dos ativos

Na revisão tarifária das distribuidoras é considerado um percentual, que

segundo a ANEEL, reflete a taxa média de amortização e depreciação de todos os

ativos pertencentes à Base de Remuneração da distribuidora. Para o Método II onde é

feita uma análise do custo do investimento necessário para conexão direta da suprida à

Rede Básica, há que se encontrar a taxa que melhor representaria a reintegração desse

ativo ao longo de sua vida útil.

A ANEEL definiu por meio da RN 44/99 as taxas anuais de depreciação a

serem aplicadas aos ativos das concessionárias. Essas taxas foram especificadas para

cada tipo de equipamento de distribuição. Torna-se, portanto, possível determinar qual

seria a taxa a ser aplicada para um investimento específico.

Portanto, a taxa de depreciação representa a média ponderada apenas dos

ativos necessários para a interligação à Rede Básica como mostra a equação (5.22):

j

j

j

jj

dCAtivo

TdCAtivo

Tm

*

(5.22)

Onde:

CAtivoj é o custo de investimento do ativo j



60

MC E&MC E&

5.3.1.2 Custos Operacionais

Como esses ativos são novos e não estão incluídos na base de remuneração da

suprida não foi adotado o mesmo critério de alocação do Método I. Neste caso, foi

usada a proporção de custos de mão de obra dos três segmentos da ER, ou seja, O&M,

comercial e administrativo. A equação (5.23) mostra como é feita a determinação dos

custos operacionais desses ativos.

jVNR

BRRBruta

ERCPC

essoal Op

j (5.23)

Na base BRRBruta foi incorporado o novo conjunto de ativos necessários para

a conexão com a rede básica.

5.3.1.3 Demais Encargos

Os critérios para mensuração dos demais encargos serão os mesmo utilizados

no Método I.

Para as perdas técnicas deverá ser adotado procedimento similar ao Método I,

ou seja, utilizando um programa de cálculo de fluxo de potência determina-se o

montante de perdas para cada um dos ativos envolvidos na conexão com a rede

básica. Este montante, (ΔPj), é calculado considerando a demanda máxima da suprida.

Como essa perda encontrada é para o carregamento máximo do ativo, normalmente

conhecido como perda de demanda, é necessário incluir também um fator de perdas

(fpj) para calcular a perda real ao longo de um ano para o ativo j. O custo das perdas

técnicas é valorado pela TE mix da supridora como mostrado na Equação (5.14). Foi

adotado aqui também o mesmo fator de perdas do Método I, ou seja, 50%.

O valor de P&D também irá incidir sobre a “receita total” conforme já

mencionado anteriormente.



61

MC E&MC E&

Da mesma forma que na DUSD(I), a RGR é calculada de duas formas sendo

que o valor final será o mínimo entre os valores de RGR1 e RGR2 que são calculados

conforme equações (5.24) e (5.25).

%5,21j

j

VNRRGR (5.24)

]&&)([%0,32jperdasjjdj

j

CDPMOCMPCTVNRRGR (5.25)

5.3.2 Calculo Final da TUSD(II)

A DUSD(II) é decomposta em TUSD(II)P e TUSD(II)FP da mesma forma que

o Método I.

Em seguida utilizando essa mesma relação decompõe-se a DUSD(I) em :

FPPFPP

FPMMR

IIDUSDIITUSD

*

)()(

/

(5.26)

FPpFPPRIITUSDIITUSD

/*)()( (5.27)

Onde:

MP mercado de ponta da Suprida

MFP mercado de fora de ponta da Suprida



62

MC E&MC E&

5.4 Reajuste da TUSD entre distribuidoras

Definida a tarifa a ser aplicada às supridas, o seu reajuste deverá seguir os

procedimentos de reajuste e revisão tarifária da supridora. A partir do momento a ser

definido pela ANEEL em que esta metodologia entrará em vigor, a suprida pagará a

tarifa estabelecida e no próximo reajuste/revisão da supridora a tarifa deverá ser

reajustada pelos mesmos índices estabelecidos pela ANEEL à supridora. Para a

suprida, este pagamento é considerado Parcela A e deverá ser repassado aos

consumidores da suprida.

Quando a DUSD(II) for menor que a DUSD(I), um problema que poderia surgir

seria em relação à atualização do fator de desconto α. Entendemos que este fator, uma

vez calculado, não seria mais mudado independente da depreciação dos ativos de

conexão à rede básica9.

9 Notar que neste caso estes ativos seriam hipotéticos.



63

MC E&MC E&

6 RESULTADOS

A Tabela 6 mostra os resultados obtidos com os dois métodos descritos no

capítulo anterior. As tarifas em vermelho correspondem à menor tarifa comparando os

resultados do Método I e II. As tarifas que não constam na tabela são das empresas

que não enviaram os dados solicitados.

A Tabela 7 mostra a redução percentual das tarifas com a nova metodologia

comparadas às tarifas antes do desconto na componente fio B.

O Volume II apresenta o detalhamento dos valores encontrados nesta tabela

para as distribuidoras-pilotos. O detalhamento das demais distribuidoras encontra-se

no CD em anexo ao Volume II.



64

MC E&MC E&

Tabela 6 – Comparação das TUSD Ponta e Fora de Ponta obtidas com os Métodos I e II

SUPRIDA SUPRIDORA TENSÃO

(kV)

TUSD Antes do Desconto (R$/kW)

TUSD com Desconto (R$/kW)

TUSD Método I (R$/kW)

TUSD Método II (R$/kW)

Ponta F. Ponta Ponta F. Ponta Ponta F. Ponta Ponta F. Ponta

ELFSM ESCELSA 69 24,66 5,08 6,63 0,61 21,93 4,52 15,32 3,16

ELFSM ESCELSA 138 16,95 2,53 5,67 0,29 9,15 1,37 16,31 2,43

HIDROPAN RGE 13,8 36,47 11,04 11,49 2,28 21,26 6,44 26,61 8,06

DEMEI RGE 13,8 36,47 11,04 11,49 2,28 21,61 6,54 27,55 8,34

MUXFELD RGE 13,8 36,47 11,04 11,49 2,28 24,52 7,42 - -

ELETROCAR RGE 69 21,57 5,27 7,92 0,90 7,11 1,74 7,77 2,35

COCEL COPEL 13,8 28,02 9,38 9,99 2,04 22,06 7,38 - -

COCEL COPEL 34,5 23,95 8,04 8,75 1,63 22,28 7,48 - -

COCEL COPEL 138 16,16 4,59 6,37 0,57 11,86 3,37 - -

CFLO COPEL 13,8 28,02 9,38 9,99 2,04 20,36 6,82 - -

CFLO COPEL 34,5 23,95 8,04 8,75 1,63 24,93 8,37 - -

FORCEL COPEL 13,8 28,02 9,38 9,99 2,04 19,06 6,38 - -

SULGIPE ENERGIPE 13,8 41,15 13,40 6,83 1,63 21,92 7,14 4,72 1,54

SULGIPE ENERGIPE 69 20,05 5,27 4,23 0,63 11,64 3,06 - -

UHENPAL AES SUL 13,8 21,07 5,31 7,05 0,90 15,18 3,83 22,29 5,62

CHESP CELG 34,5 28,58 7,81 7,75 0,89 12,00 3,28 14,36 3,92

EFLJC CELESC 13,8 26,43 7,30 7,24 1,00 21,78 6,02 26,14 7,22

COOPERALIANÇA CELESC 13,8 26,43 7,30 7,24 1,00 20,51 5,66 - -

IGUAÇU CELESC 13,8 26,43 7,30 7,24 1,00 15,60 4,31 - -

EFLUL CELESC 13,8 26,43 7,30 7,24 1,00 21,33 5,89 - -

CENF AMPLA 69 30,78 8,12 11,01 1,56 23,17 6,11 14,80 3,90

CENF AMPLA 138 16,47 3,81 7,49 0,5 11,21 2,59 - -

DMEPC CEMIG 13,8 38,10 11,70 7,71 1,14 35,62 10,94 - -



65

MC E&MC E&

Tabela 7 – Redução Percentual nas Tarifas para às Concessionárias Supridas

SUPRIDA SUPRIDORA TENSÃO

(kV)

TUSD Antes do Desconto (R$/kW)

TUSD FINAL (R$/kW)

REDUÇÃO PERCENTUAL

Ponta F. Ponta Ponta F. Ponta

ELFSM ESCELSA 69 24,66 5,08 15,32 3,16 37,9%

ELFSM ESCELSA 138 16,95 2,53 9,15 1,37 46,0%

HIDROPAN RGE 13,8 36,47 11,04 21,26 6,44 41,7%

DEMEI RGE 13,8 36,47 11,04 21,61 6,54 40,7%

MUXFELD RGE 13,8 36,47 11,04 24,52 7,42 32,8%

ELETROCAR RGE 69 21,57 5,27 7,11 1,74 67,1%

COCEL COPEL 13,8 28,02 9,38 22,06 7,38 21,3%

COCEL COPEL 34,5 23,95 8,04 22,28 7,48 7,0%

COCEL COPEL 138 16,16 4,59 11,86 3,37 26,6%

CFLO COPEL 13,8 28,02 9,38 20,36 6,82 27,3%

CFLO COPEL 34,5 23,95 8,04 24,93 8,37 -4,1%

FORCEL COPEL 13,8 28,02 9,38 19,06 6,38 32,0%

SULGIPE ENERGIPE 69 41,15 13,40 4,72 1,54 88,5%

SULGIPE ENERGIPE 13,8 20,05 5,27 11,64 3,06 41,9%

UHENPAL AES SUL 13,8 21,07 5,31 15,18 3,83 28,0%

CHESP CELG 34,5 28,58 7,81 12,00 3,28 58,0%

EFLJC CELESC 13,8 26,43 7,30 21,78 6,02 17,6%

COOPERALIANÇA CELESC 13,8 26,43 7,30 20,51 5,66 22,4%

IGUAÇU CELESC 13,8 26,43 7,30 15,60 4,31 41,0%

EFLUL CELESC 13,8 26,43 7,30 21,33 5,89 19,3%

CENF AMPLA 69 30,78 8,12 14,80 3,90 51,9%

CENF AMPLA 138 16,47 3,81 11,21 2,59 31,9%

DMEPC CEMIG 13,8 38,10 11,70 35,62 10,94 6,5%



66

MC E&MC E&

7 CONCLUSÕES

O presente relatório apresentou os conceitos básicos e o detalhamento da

proposta metodológica da ABRADEE com referência à tarifa de distribuição entre

distribuidoras. Conforme se pode depreender deste trabalho, a ANEEL inicialmente

estaria inclinada a utilizar as mesmas tarifas de uso do sistema de distribuição (TUSD)

para todos os consumidores, independente de ser distribuidora, consumidor livre,

consumidor cativo, etc. Entretanto, ao fazer os cálculos verificou-se que o consumidor

de uma distribuidora suprida acabava pagando mais que o consumidor de uma

distribuidora supridora. Antes da RN 243/06, a ANEEL, para igualar o tratamento

entre estes consumidores, acabou dando um desconto na energia comprada pela

distribuidora supridora usando como parâmetro de calibração a tarifa anterior do

consumidor final. Entretanto, tal procedimento esbarrou num impedimento legal, visto

que o repasse da compra de energia deve ser integral para os consumidores finais. A

RN 243/06 vem corrigir este erro aplicando o desconto sobre a tarifa fio para

compensar o aumento ocasionado na tarifa de energia. Ao aplicar o desconto na tarifa

fio, se desencadeia uma série de problemas na composição final da tarifa de uso

principalmente nas tarifas binômias. A aplicação deste desconto pode ser boa para

uma suprida como também pode ser muito ruim para outra.

A metodologia proposta pela ABRADEE retorna aos conceitos básicos de

racionalidade econômica dando a mesma oportunidade de acesso à rede básica para as

empresas menores. O preço a ser pago pelas supridas é calculado utilizando método

similar ao regulamentado para a tarifa da rede básica, em especial, à tarifa de fronteira

que foi idealizado para valorar os ativos das conexões das distribuidoras com esta

rede. Adicionalmente, são incorporados os compartilhamentos existentes para os

ativos da supridora em uso pela suprida.

No entanto, no cálculo deste compartilhamento (Método I) é possível que

venham a existir no trajeto entre a fronteira da supridora-rede básica e a conexão

suprida-supridora, circuitos em demasia ou mesmo custos elevados para estes

circuitos. Para calibrar este cálculo, a metodologia incorpora o conceito do custo de

oportunidade que reflete os custos reais de acesso à rede básica pela suprida. Este

cálculo (Método II) pode ser encarado como um processo de contestação à tarifa



67

MC E&MC E&

definida utilizando os ativos da supridora. Em geral, o Método I deve produzir valores

menores que os obtidos através da conexão direta para a rede básica, pois

compartilhar tende a ser melhor do que construir o seu próprio sistema. Entretanto,

caso o custo associado à construção do seu próprio sistema seja menor, é definido um

fator α de desconto na tarifa utilizando a rede da supridora. Apesar de numa primeira

abordagem este desconto parecer ser nocivo à supridora, a perda da demanda da

suprida é muito pior, pois há uma evasão da receita além de introduzir ociosidades à

rede da supridora.

Ao analisar os resultados obtidos, verifica-se que na maioria dos casos o

Método I apresentou valores de tarifas menores que o Método II conforme era

esperado. Ao fazer uma comparação das tarifas obtidas pela metodologia ABRADEE

e as tarifas antes do desconto fio-B, verifica-se que na maioria dos casos houve uma

redução significativa. No entanto, se compararmos as tarifas com o desconto fio-B

com a tarifa ABRADEE, há um aumento generalizado que pode parecer nocivo às

supridas. O problema é que a atuação do órgão regulador neste caso foi

completamente equivocada apesar de o mesmo ter sinalizado que o desconto foi dado

de forma transitória.

Os desafios principais no uso desta metodologia estão associados ao

levantamento dos custos dos ativos para o Método II. A adoção do banco de dados de

custo da ANEEL ou outro que venha a ser definido no âmbito da ABRADEE pode

minimizar possíveis embates que deverão existir entre supridas e supridoras. A

definição de alternativas de conexão à rede básica no método do custo de

oportunidade também vai merecer uma maior atenção por parte das distribuidoras.



68

MC E&MC E&

8 BIBLIOGRAFIA

[01] Resolução Normativa ANEEL Nº. 243 de 19 de dezembro de 2006.

[02] Resolução Normativa ANEEL Nº. 227 de 25.de julho de.2006

[03] Resolução Normativa ANEEL Nº. 206 de 22 de dezembro de 2005

[04] Resolução Normativa ANEEL Nº166 de 10 de outubro de 2005

[05] Resolução Normativa ANEEL Nº. 167 de 10 de outubro de 2005

[06] Resolução Normativa ANEEL Nº. 169 de 10 de outubro de 2005

[07] Resolução Normativa ANEEL Nº. 456 de 29 de novembro de 2000

[08] Resolução Normativa ANEEL Nº. 282 de 1999

[09] Resolução Normativa ANEEL Nº. 044de 1999

[10] Decreto Nº. 5.163, de 30 de julho de 2004

[11] Decreto Nº. 5.499, de 25.de julho de 2005

[12] Nota Técnica ANEEL Nº.236 de 05 de setembro de 2006

[13] Contribuição da ABRADEE à Audiência Pública 013/2006

[14] J. W. Marangon Lima, A. C. Zambroni de Souza, B. I. Lima Lopes, “Principais

Obstáculos à Intensificação do Sinal Locacional na Metodologia Nodal”, SNPTEE

2003

[15] D. Shirmohammadi, P. R. Gribik, E. T. K. Law, J. H. Malinowski, R. E.

O’Donnell, “Evaluation of Transmission Network Capacity Use for Wheeling

Transactions”, IEEE Transactions on Power Systems, Vol.4, Nº.4, pp.1405-1413,

October 1989.



69

MC E&MC E&

ANEXOS



70

MC E&MC E&

A1. ANEXO I: Critérios Para Repasse do Custo da Energia Elétrica Contratada

Através de Leilões Públicos

Os critérios para contratação de energia elétrica através de leilões públicos de

eletricidade seguem os princípios definidos pelos artigos. 34 a 46 do Decreto nº 5.163,

de 30 de julho de 2004 e que serão descritos nesse anexo.

O repasse, às tarifas dos consumidores finais, do custo de aquisição de energia

elétrica por meio dos leilões será realizado a ANEEL deverá calcular um Valor Anual

de Referência -VR, mediante aplicação da Equação A.1 : dos arts. 34 a 46 do Decreto

nº 5.163, de 30 de julho de 2004.

35

3355

QQ

QVQVV LL

R

(A.1)

Onde:

VL5 é o valor médio de aquisição nos leilões de compra de energia elétrica

proveniente de novos empreendimentos de geração realizados no ano “A - 5”,

ponderado pelas respectivas quantidades adquiridas;

Q5 é a quantidade total, expressa em MWh por ano, adquirida nos leilões de

compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração,

realizados no Ano “A - 5”;

VL3 é o valor médio de aquisição nos leilões de compra de energia elétrica

proveniente de novos empreendimentos de geração realizados no ano “A - 3”,

ponderado pelas respectivas quantidades adquiridas;e

Q3 é a quantidade total, expressa em MWh por ano, adquirida nos leilões de

compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração,

realizados no ano “A - 3”.

Até a data de 31 de dezembro de 2009, a ANEEL deverá estabelecer o Valor

de Referência – VR conforme os seguintes procedimentos:



71

MC E&MC E&

Para os anos de 2005, 2006 e 2007, o VR será o valor máximo de

aquisição de energia proveniente de empreendimentos existentes, nos

leilões realizados em 2004 e 2005, para início de entrega naqueles

anos; e

Para os anos de 2008 e 2009, o VR será o valor médio ponderado de

aquisição de energia proveniente de novos empreendimentos de

geração, nos leilões realizados nos anos de 2005 e 2006, para início de

entrega naqueles anos.

A ANEEL autorizará o repasse a partir do ano-base “A” dos custos de

aquisição de energia elétrica previstos nos contratos, pelos agentes de distribuição às

tarifas de seus consumidores finais, conforme os seguintes critérios:

a) Nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de novos

empreendimentos realizados no ano “A - 5”

Repasse do VR durante os três primeiros anos de

suprimento da energia elétrica adquirida; e

Repasse integral do valor de aquisição da energia elétrica, a

partir do quarto ano de sua entrega;

b) Nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de novos

empreendimentos realizados no ano “A - 3”

Repasse do VR durante os três primeiros anos de entrega da

energia elétrica adquirida, limitado ao montante

correspondente a dois por cento da carga do agente de

distribuição comprador verificada no ano “A - 5”;

Repasse integral do valor de aquisição da energia elétrica a

partir do quarto ano de sua entrega, limitado ao montante

correspondente a dois por cento da carga do agente de

distribuição comprador verificada no ano “A - 5”; e

Repasse ao menor valor entre o VL5 e o VL3, definidos

pela Equação 4.1 da parcela adquirida que exceder os

montantes referidos nos dois itens anteriores;



72

MC E&MC E&

c) Nos leilões de energia elétrica proveniente de empreendimentos

existentes, o repasse é integral dos respectivos valores de sua aquisição

d) Nos leilões de ajustes o repasse é integral até o limite do VR; e

e) Na contratação de energia elétrica proveniente de geração distribuída o

repasse é integral até o limite do VR.

Deve ser assegurada a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de

energia elétrica constantes dos contratos, utilizando-se a metodologia de cálculo que

deve observar, dentre outras, as seguintes diretrizes:

O preço médio ponderado dos contratos de compra de energia elétrica

registrados, homologados ou aprovados na ANEEL até a data do

reajuste em processamento, para entrega nos doze meses subseqüentes;

e

A aplicação deste preço médio ponderado ao mercado de referência,

entendido como o mercado dos doze meses anteriores à data do

reajuste em processamento.

Para o cumprimento dessas diretrizes são permitidas inclusões de aditivos nos

Contratos de Concessão de Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

No caso de os montantes contratados nos leilões de energia proveniente de

novos empreendimentos realizados em “A-5” serem inferiores às quantidades

declaradas pelos agentes de distribuição, o limite de dois por cento poderá ser

acrescido do percentual relativo à compra não realizada, ou “frustrada”10

.

Relativamente à compra frustrada do leilão de energia elétrica proveniente de

novos empreendimentos, realizado em 2005, com início de suprimento a partir de

janeiro de 2009, aplica-se o repasse dos custos de aquisição de energia elétrica

decorrente do leilão de compra de energia elétrica proveniente de novos

empreendimentos “A-3”, realizado em 2006.

No repasse dos custos de aquisição de energia elétrica às tarifas dos

consumidores finais, a ANEEL deve considerar até cento e três por cento do montante

10

Entende-se por compra frustrada, a quantidade de energia elétrica declarada pelo agente de

distribuição e não contratada no respectivo leilão.



73

MC E&MC E&

total de energia elétrica contratada em relação à carga anual de fornecimento do

agente de distribuição.

Para os produtos com início de suprimento previsto para os anos de 2008 e

2009, observado, será integral o repasse dos custos de aquisição de energia elétrica

proveniente de novos empreendimentos de geração decorrentes exclusivamente dos

leilões realizados em 2005 e 2006, não se aplicando os procedimentos existentes para

os leilões de A-5 e A-3

O repasse às tarifas dos consumidores finais dos custos de aquisição de

energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração será limitado ao

Valor de Referência da Energia Existente - VRE, caso a contratação resultante de

leilões de compra de energia proveniente de empreendimentos existentes seja menor

que o limite inferior de recontratação.

O limite inferior de recontratação é o valor positivo resultante da Equação A.2:

MRMRLI 04,0 (A.2)

Onde:

LI é o limite inferior de contratação;

MR é o montante de reposição

MI é o montante inicial de energia elétrica dos CCEAR considerado para a

apuração do MR.

O VRE será calculado mediante a aplicação da Equação A.3:

5VL

VLEVRVRE

(A.3)

Onde:



74

MC E&MC E&

VLE é o valor médio ponderado, em Reais por MWh, de aquisição de energia

elétrica proveniente de empreendimentos existentes nos leilões realizados no ano “A -

1” ;

Nos três primeiros anos de suprimento, o mecanismo de repasse deverá ser

aplicado à parcela de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos

adquirida nos leilões realizados no ano “A - 3”, equivalente à diferença entre o limite

inferior de recontratação e a quantidade efetivamente contratada. Nos casos em que a

quantidade de energia adquirida nos leilões realizados no ano “A - 3” for insuficiente

para aplicação do mecanismo de repasse, será considerada quantidade de energia

elétrica adquirida no ano “A - 5”.

Não se aplica nos casos em que o limite inferior de recontratação não tenha

sido atingido por insuficiência de oferta nos leilões de energia elétrica proveniente de

empreendimentos existentes, realizados no ano “A - 1”, ao preço máximo definido

pelo Ministério de Minas e Energia.

Para fins de repasse às tarifas dos consumidores finais dos custos de aquisição

nos leilões de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes, realizados

nos anos de 2006 a 2008, para entrega no ano subseqüente ao do leilão, a ANEEL

deverá proceder da seguinte maneira:

Repasse integral dos valores de aquisição de até um por cento da carga

verificada no ano anterior ao da declaração de necessidade do agente

de distribuição comprador;

Repasse limitado a setenta por cento do valor médio do custo de

aquisição de energia elétrica proveniente de empreendimentos

existentes para entrega a partir de 2007 e até 2009, referente à parcela

que exceder o item anterior;

“Exclusivamente para a energia adquirida no leilão “A-1” a ser promovido em

2008, o percentual referido no primeiro item será acrescido da quantidade de energia

contratada no leilão “A-1” promovido em 2005, com prazo de duração de três anos”.

O repasse integral previsto aplica-se também à compra frustrada, decorrente

dos leilões de compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos



75

MC E&MC E&

realizados nos anos de 2005 e 2006 e que tenham a data de início de entrega da

energia, respectivamente, nos anos de 2008 e 2009.

Na hipótese de o agente de distribuição não atender a obrigação de contratar a

totalidade de sua carga, a energia elétrica adquirida no mercado de curto prazo da

CCEE será repassada às tarifas dos consumidores finais ao menor valor entre o Preço

de Liquidação de Diferenças - PLD e o VR.

No caso dos montantes contratados nos leilões de energia elétrica proveniente

de empreendimentos existentes serem inferiores às quantidades declaradas para a

contratação no ano “A - 1”, o repasse dos custos de aquisição no mercado de curto

prazo da CCEE obedecerá o seguinte:

Será integral, quando observar o limite correspondente ao montante de

reposição;e

Corresponderá ao menor valor entre o PLD e o VR, sem prejuízo da

aplicação na parcela que exceder ao montante de reposição.

Caberá aos Ministérios de Minas e Energia e da Fazenda, em ato conjunto,

incluírem nos mecanismos de compensação de que trata a Medida Provisória nº 2.227,

de 4 de setembro de 2001, as variações resultantes dos custos de aquisição de energia

elétrica não consideradas no reajuste tarifário promovido no ano anterior.

As variações de que trata o caput serão calculadas em função das modificações

de preços, expressos em Reais por MWh, efetivamente praticados na aquisição de

energia elétrica.

A partir de 1º de janeiro de 2006, a ANEEL, no reajuste ou revisão tarifária,

deverá contemplar a previsão dos custos com os encargos para os doze meses

subseqüentes. As regras e procedimentos de comercialização da CCEE poderão prever

o pagamento de um encargo destinado à cobertura dos custos dos serviços do sistema,

inclusive os serviços ancilares, prestados aos usuários do SIN, que compreenderão,

dentre outros:

Custos decorrentes da geração despachada independentemente da

ordem de mérito, por restrições de transmissão dentro de cada

submercado;



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A reserva de potência operativa, em MW, disponibilizada pelos

geradores para a regulação da freqüência do sistema e sua capacidade

de partida autônoma;

A reserva de capacidade, em MVAr, disponibilizada pelos geradores,

superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador em

Procedimentos de Rede do ONS, necessária para a operação do sistema

de transmissão; e

A operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação

da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas.

O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS informará até o dia 31 de

outubro de cada ano e a ANEEL aprovará a estimativa dos custos relativos ao

encargo.

O repasse aos consumidores finais dos custos de aquisição de energia elétrica

dos agentes de distribuição que tenham mercado próprio inferior a 500 GWh/ano,

quando esta for adquirida mediante processo de licitação por eles promovidos, será

limitado ao custo de aquisição da energia proveniente de seu supridor local, com

tarifas reguladas pela ANEEL.

Para efeito do repasse será aplicado o VR vigente no ano de início da entrega

da energia contratada.



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A2. ANEXO II: LISTA DE FIGURAS

Figura 2-1 Tipologias de Carga ................................................................................... 14

Figura 3-1 Componentes da TUSD .............................................................................. 16

Figura 3-2 Fatores da TUSD FIO-A ............................................................................ 17

Figura 3-3 Fatores da TUSD Fio-B ............................................................................. 19

Figura 3-4 Fatores da TUSD Encargos ........................................................................ 20

Figura 3-5 Parcelas da TUSD ...................................................................................... 24

Figura 3-6 Componentes da TUSD das distribuidoras supridas por outras

distribuidoras (supridoras) ........................................................................................... 25

Figura 4-1 Componentes da TE ................................................................................... 37

Figura 5-1 Metodologia Proposta ................................................................................ 43

Figura 5-2 Composição dos Custos Operacionais da ER ............................................ 54



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A3. ANEXO III: LISTA DE TABELAS

Tabela 1 – Custos Incrementais Padrão ....................................................................... 11

Tabela 2 – Custos Marginais de Capacidade ............................................................... 12

Tabela 3 – Custos Marginais de Capacidade Ajustados P/FP ..................................... 13

Tabela 4 – TUSD e TE para as Concessionárias Supridas por outras Concessionárias

...................................................................................................................................... 32

Tabela 5 – TUST e TE para as Concessionárias Supridas por Geradoras ................... 32

Tabela 6 – Comparação das TUSD Ponta e Fora de Ponta obtidas com os Métodos I e

II ................................................................................................................................... 64

Tabela 7 – Redução Percentual nas Tarifas para às Concessionárias Supridas ........... 65

coordenaÇÃo das atividades de detalhamento e … · efsm, para servirem de exemplo de teste...

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